Genneia, compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó Obligaciones Negociables (ON) por el equivalente a U$S 73 millones, superando su objetivo inicial de U$S 60 millones, demostrando la confianza que tiene el mercado en la empresa.

Estas ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales y es el séptimo instrumento de la compañía calificado como bono verde. De este modo, Genneia se ha transformado en el principal emisor de estos instrumentos financieros.

Lo obtenido será utilizado para el financiamiento de la construcción de la primera etapa del proyecto eólico La Elbita (103.5MW) en Tandil, provincia de Buenos Aires, y el proyecto solar fotovoltaico Tocota III (60MW), en la provincia de San Juan.

Ambos proyectos producirán energía para satisfacer la demanda de grandes usuarios industriales, contribuyendo con el desafío de reducir su huella de carbono.

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

 Clase XXXVIII en dólar linked por U$S 73 millones, se licitaron a una tasa de interés fija de 4.5%, pagadera trimestral, con una duración de 120 meses (10 años) y con vencimiento del capital en 13 cuotas semestrales empezando en el mes 48 de emisión.

 Calificación de Moody’s Local AA-.ar con perspectiva estable.

Las órdenes provinieron en su mayoría de inversores privados e institucionales interesados en proyectos sustentables que generen un impacto positivo en el medio ambiente y ayuden en la mitigación del cambio climático. Esta operación se realizó bajo la coordinación de Banco Macro S.A. como Organizador, mientras que Macro Securities actuó como Colocador.

De esta manera, Genneia continúa con su propósito de mantener su vocación de liderazgo. El año pasado, la compañía generó el 20 % de la energía renovable eólica y solar en Argentina posicionándose una vez más como la empresa número uno en el sector, y se encuentra ejecutando un plan de inversiones por U$S 350 millones que se suman a los más de U$S 1.100 millones invertidos entre 2016 y 2021.

Acerca de Genneia 

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18% de participación en la capacidad instalada eólica y solar, alcanzando el 23% de la capacidad instalada de energía eólica y el 7,5% de la solar, lo que la convierte en la líder indiscutida del sector y una de las quince generadoras más importantes de Sudamérica.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y alcanzará los 944 MW de energía renovable al considerar sus parques solares Ullum (82MW) y Sierras de Ullum (78 MW), próximo a inaugurarse, ubicados en la provincia de San Juan.

En la actualidad nos encontramos iniciando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (162 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

Como agentes activos de cambio, la compañía gestiona sus programas de Sustentabilidad sobre los siguientes pilares: liderazgo en energías renovables, operación respetuosa del medioambiente y aporte a la lucha contra el cambio climático, construcción de valor para las comunidades, compromiso con su gente y desarrollo de su cadena de valor.

La Mesa del Litio acordó instrumentar mecanismos para que las empresas del sector asignen un porcentaje de su producción para la industrialización y el agregado de valor en Argentina. La decisión alcanzada durante un encuentro celebrado en la Casa de Catamarca en la Ciudad de Buenos Aires permitirá compatibilizar la potencialidad exportadora del país con la disponibilidad de litio para impulsar un proceso de industrialización local que potencie el desarrollo de las provincias litíferas. El encuentro encabezado por los gobernadores Gustavo Sáenz de Salta, Gerardo Morales de Jujuy y Raúl Jalil de Catamarca, contó con la presencia de la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont, la secretaria de Minería, Fernanda Ávila y el secretario de Provincias de Interior, Bruno Ruggeri. YPF Litio se incorporó a la Mesa y fue representada por Roberto Salvarezza y Hernán Letcher.

Durante el encuentro los miembros de la Mesa del Litio coincidieron en que, la economía del litio representa una oportunidad para fortalecer la industrialización y avanzar en el desarrollo territorial, evitando los riesgos de una reprimarización de la economía argentina, que profundice las asimetrías existentes al interior del país.

El proyecto en el que trabajan apunta a establecer una cuota del volumen de producción. Esta podría ser progresiva y partir de un 5% .

Otro punto importante para la Mesa del Litio es que no participan de las ganancias extraordinarias de las empresas tniendo en cuenta los valores actuales del mercado.

La Mesa del Litio también expresó su preocupación frente a la limitada participación de las provincias productoras en las ganancias extraordinarias obtenidas por las empresas, a partir del crecimiento considerable del precio internacional. En ese sentido, las y los miembros comenzaron a evaluar medidas a adoptar para atender dicha situación.

La reunión de la Mesa del Litio celebrada en la Casa de Catamarca también contó con la participación de la senadora nacional por Catamarca, Lucía Corpacci, funcionarios de las provincias litíferas y autoridades de las secretarías de Asuntos Estratégicos y Minería.

Por Juan Manuel Martínez Casamayú

En los últimos años en América Latina, nos hemos encontrado frente al debate sobre cuáles son las mejores condiciones de explotación del litio. Según analistas, el plan de extracción y explotación del mineral, es de gran importancia geoestratégica. Existen grandes expectativas en el litio, ya que será protagonista de la tecnología desarrollada en las próximas décadas; hoy en día grandes empresas, tienen puesta la mira en el desarrollo comercial de nuevas tecnologías, que utilizan este mineral.  

Nombrado en los últimos años como “oro blanco”, el litio es el mineral clave para la elaboración de baterías de iones para autos eléctricos. Dentro de sus ventajas, el litio resiste bien las cargas y descargas repetidas, ofrece una mayor densidad de energía y ofrece más capacidad utilizable que otros tipos de baterías.

Según el Servicio Geológico de Estados Unidos, Bolivia tiene la mayor reserva mundial de litio, seguido por Argentina, Chile, Australia, China, República Democrática del Congo, Canadá, Alemania, y México que ocupa la novena posición.

México y su soberanía sobre los recursos naturales

Aunque México no tiene las mayores concentraciones de litio en el mundo, cuenta con ventajas estratégicas para su aprovechamiento. Sus condición de productor en áreas ligadas al mineral, le dan ventaja frente a otros países.

Luego de un acalorado debate, el presidente Andrés Manuel López Obrador ha impulsado su aprovechamiento con perspectiva de beneficio público. En abril de 2022, los legisladores mexicanos aprobaron la ley minera, convirtiéndose la explotación y aprovechamiento el litio en patrimonio de la nación, a cargo de la empresa del Estado.

No obstante, se están desarrollando planes de negocios respecto al mineral, que involucran capitales no estatales. El gobernador de Sonora Alfonso Durazo Montaño, abrió la posibilidad a empresas privadas que deseen asociarse con la paraestatal mexicana, LitioMX. El Plan Sonora de Energía Sostenible se presentó ante embajadores de 60 países. El objetivo del plan es “impulsar la transición hacia las energías limpias para contribuir a la lucha contra el cambio climático y atraer inversiones”. Entre los presentes se encontraban Ken Salazar, de EEUU, Gautier Mignot, de la Unión Europea, así como Graeme C. Clark, de Canadá.

El plan consta de cuatro ejes rectores: explotación del litio, generación de energía eólica, licuefacción de gas natural y desarrollo de una industria para fabricar baterías y semiconductores.

Se estima que el Plan Sonora podría atraer hasta 43.000 millones de dólares hasta el año 2030. Héctor Magaña, académico del Tecnológico de Monterrey, explicó que uno de los retos principales del proyecto será la generación de certeza en el marco legal y en materia jurídica para los inversionistas nacionales y extranjeros.

El reto de Bolivia para la industrialización del litio

Por otro lado, Bolivia es el país con mayores reservas de litio del mundo, con 21 millones de toneladas certificadas. Se inició el camino para la industrialización del litio, durante los gobiernos de Evo Morales. Con la presidencia de Luis Arce iniciada en 2020, se ha avanzado su consolidación. En Bolivia el Estado tiene un rol preponderante en la explotación, procesamiento y comercialización del mineral. Luis Arce se puso como meta que el Estado en 2025 fabrique baterías de litio, dominando toda la cadena de producción. Sin embargo los expertos señalan que Bolivia necesita una banca nacional fuerte, un sistema financiero estratégico que permita el desarrollo interno.

Asimismo los analistas que evalúan el proceso de industrialización del litio Boliviano, coinciden en la necesidad de aliarse con países productores de la región, para controlar el mercado mundial.

José Pimentel fue quien impulsó el desarrollo de un andamiaje estatal para comenzar la explotación del litio, como ministro de Minería en los primeros años de Gobierno de Evo Morales (2006-2019). Pimentel comentó que “la construcción de la planta industrial de carbonato de litio, fue violentamente interrumpida por el golpe de Estado” de noviembre de 2019.

“La dictadura inició una campaña de desprestigio hacia todo lo que se había avanzado en la industrialización del litio. Señaló que era una inversión perdida. Y así, sencillamente cerraron el proyecto” declaró Pimentel.

Por otro lado Gabriel Campero Nava, ingeniero industrial, lamentó que las universidades bolivianas no hayan impulsado procesos de investigación locales para desarrollar la industria del litio. Por este motivo se tuvo que recurrir a la experticia de empresas extranjeras. “Lamentablemente no hubo investigación de parte de las universidades, pese a que tuvieron muchos recursos para desarrollar investigaciones” señaló.

Según los expertos, el golpe de Estado de 2019 marcó un retroceso en lo que se había avanzado durante la última década, ya que se afirma que la suspensión del proyecto de industrialización del litio, tuvo la finalidad de abrir el camino para la privatización de los salares.

Campero Nava cree que el Gobierno de facto apostó a “volver a los tiempos de venta de materias primas a un precio regalado, sin tener un beneficio para el Estado”.

Argentina y su dificultoso proyecto de desarrollo

Argentina tiene la segunda mayor reserva del mundo, con un 22% del total, también es la cuarta productora del planeta, con un 6%. A pesar de tener una privilegiada posición en materia de recursos naturales, tiene eternas disputas en torno a los medios más convenientes para su explotación. El caso del litio no escapa esta dialéctica, ya que la declaración del mineral como recurso estratégico en la provincia de La Rioja, disparó múltiples debates entre actores estatales y las cámaras empresariales.

La Unión Industrial Argentina comunicó que la medida “atenta contra el desafío que el país tiene en materia de desarrollo”. La ley 10.608, dictada por el Congreso provincial, suspende por 120 días los permisos de exploración y las concesiones, en tanto que los declara de interés público y recursos estratégicos.

Sin embargo los especialistas han aclarado, que el objetivo de la medida es potenciar la capacidad de incidencia del Estado en el aprovechamiento del recurso. Víctor Delbuono señaló que “La declaración del litio como estratégico no es novedosa: va en línea con las medidas adoptadas por otras provincias, como Jujuy, y por países vecinos como Bolivia”

La definición de una estrategia por parte del Estado resulta de gran importancia: junto con Bolivia y Chile, Argentina forma parte del denominado Triángulo del Litio. Se trata del conjunto de salares que concentra más del 85% del disponible a nivel global.

La alta demanda internacional por el litio aumenta la intensidad del debate en torno a un contexto económico dependiente de dólares, por falta en las reservas. En los últimos dos años, el precio del litio se multiplicó por encima de ocho, ya que pasó de 8.000 a los 70.000 dólares por tonelada.

Para Delbuono “El potencial del litio es enorme: sin dudas puede ser una herramienta clave para nuestra economía. Hacia 2027 podrán exportarse 5.000 millones de dólares adicionales, apenas tomando un precio conservador. Si bien la primera etapa demanda muchísima inversión, pero ya queda disponible para explotar el recurso libremente”

Además “El 35% del impuesto a las ganancias aplicado a la industria es una fuente muy importante para el Estado nacional”, concluyó.

Vestas ha presentado una nueva solución que permite el reciclaje de palas eólicas fabricadas con resina epoxi, sin necesidad de cambiar el diseño o la composición de los materiales que forman la pala. Gracias a la tecnología química recientemente descubierta dentro del proyecto CETEC y a la colaboración con Olin y Stena Recycling, la solución se puede aplicar a palas actualmente en operación. Esto eliminará la necesidad de rediseñar las palas o desecharlas en vertederos cuando se desmantelen.

“Hasta ahora, la industria eólica ha creído que el material de las palas requería un nuevo enfoque de diseño y fabricación para que fuesen reciclables o incluso circulares al final de su vida útil. A partir de ahora, podemos ver las palas existentes fabricadas con epoxi como posible materia prima para nuevas palas. Una vez que esta nueva tecnología se implemente a escala, tanto las palas enterradas en vertederos como las palas actualmente operativas en parques eólicos pueden ser desmontadas y reutilizadas. Este hito marca una nueva era para la industria eólica y acelera nuestro viaje hacia la circularidad“, dice Lisa Ekstrand, vicepresidenta y directora de Sostenibilidad de Vestas.

Hasta ahora, las palas de los aerogeneradores han sido difíciles de reciclar debido a las propiedades químicas de la resina epoxi, una sustancia resiliente que se creía imposible de descomponer en materiales reutilizables. Esto ha llevado a muchos líderes tecnológicos a intentar sustituir o modificar la resina epoxi con alternativas que pueden tratarse más fácilmente. La solución de Vestas se basa en un proceso químico novedoso que puede descomponer químicamente la resina epoxi en materiales vírgenes. El proceso químico se ha desarrollado en colaboración con la Universidad de Aarhus, el Instituto Tecnológico Danés y Olin, socios de Vestas en el proyecto CETEC. Esta iniciativa es una coalición de la industria y la academia centrada en investigar tecnologías circulares para palas eólicas.

“En teoría, el proceso químico descubierto puede convertir las palas eólicas con epoxi, ya sea en funcionamiento o en un vertedero, en una materia prima para nuevas palas. Al basarse en un proceso químico en el que intervienen productos ampliamente disponibles, es muy compatible con la industrialización y, por lo tanto, puede escalarse rápidamente. Esta innovación no habría sido posible sin la revolucionaria colaboración CETEC entre la industria y el mundo académico, que nos ha permitido llegar hasta aquí“, dice Mie Elholm Birkbak, especialista en Estructuras Avanzadas de Vestas.

Aprovechando esta nueva cadena de valor respaldada por el líder nórdico en reciclaje Stena Recycling y el fabricante global de epoxi Olin, Vestas se centrará ahora en convertir el nuevo proceso químico a una solución comercial. Una vez madura, esta solución marcará el comienzo de una economía circular para todas las palas eólicas con epoxi existentes y futuras.

“Como proveedor líder de sistemas epoxi innovadores, Olin se enorgullece de respaldar la esperada expansión masiva de la energía eólica en todo el mundo. Al utilizar tecnologías únicas, junto con nuestros socios estamos listos para reciclar moléculas y convertirlas en nuevos epoxis que se pueden reutilizar en palas eólicas. Estamos entusiasmados de aportar nuestra experiencia y recursos a esta asociación para lograr soluciones innovadoras de materiales sostenibles para las palas eólicas existentes y futuras“, dice Verghese Thomas, vicepresidente de Sistemas Epoxi y Plataformas de Crecimiento en Olin.

“En los próximos años, miles de aerogeneradores serán desmantelados o repotenciados, lo que representa un gran desafío de sostenibilidad, pero también una valiosa fuente de materiales compuestos. Como uno de los principales grupos de reciclaje en Europa, tenemos un importante papel que desempeñar en la transición hacia una economía circular. Esta iniciativa representa una gran oportunidad para participar en el desarrollo de una solución sostenible y circular, y estamos listos para aportar nuestra experiencia y conocimiento en reciclaje químico a este proceso“, dice Henrik Grand Petersen, director general de Stena Recycling Dinamarca.

Durante varias décadas, la fabricación de palas con epoxi ha sido una práctica estándar en la industria eólica. En los mercados eólicos más maduros, los primeros aerogeneradores ya están llegando al final de su vida útil. WindEurope estima que para 2025 alrededor de 25.000 toneladas de palas lleguen al final de su vida operativa anualmente.

Una vez madura, la nueva solución ofrecerá a Vestas la oportunidad de fabricar nuevas palas con material reutilizado. En el futuro, la nueva solución también permitirá convertir los materiales compuestos con epoxi en una fuente de materias primas para una economía circular más amplia, que potencialmente abarque industrias más allá de la energía eólica.

La Compañía emitió Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI por U$S 20 millones y Clase XIII por U$S 130 millones, destinadas a la construcción de su cuarto parque eólico, que tendrá una capacidad instalada de 155 MW.

YPF Energía Eléctrica S.A. (“YPF Luz”) anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI y las Obligaciones Negociables Clase XIII por un monto total de U$S 150 millones entre ambas.

La demanda del mercado superó ampliamente las expectativas con ofertas por más de U$S 290 millones, casi el doble del monto de financiamiento buscado, confirmando la confianza de los inversores en la compañía, se destacó.

Las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI se emitieron por un total de U$S 20 millones con vencimiento el 29 de agosto de 2024 y con una tasa de interés de 0%. El precio de suscripción fue sobre la par (102,37 %), lo que implica una tasa de -1,51%. Por su parte, las Obligaciones Negociables Clase XIII se emitieron por un total de U$S 130 millones con vencimiento a 24 meses y con una tasa de interés del 0%. El precio de suscripción fue sobre la par (100,1%), lo que implica una tasa de -0,05 por ciento.

El financiamiento será destinado, entre otros usos, a la construcción de General Levalle, el cuarto parque eólico de YPF Luz, que tendrá una capacidad instalada de 155 MW. El parque estará ubicado en la localidad de General Levalle, 380 km al sur de la ciudad de Córdoba, y contará con 25 aerogeneradores instalados de 6,2 MW cada uno en una superficie total de 4.360 hectáreas.

Con una inversión estimada en más de U$S 260 millones, la construcción tendrá una duración aproximada de 20 meses, creando empleo para más de 300 personas durante su realización.

El parque contará con un factor de capacidad de más del 50 % y evitará la emisión de más de 350.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente por año.

Detalles de cada emisión:

Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI
• Cantidad de órdenes recibidas: 51
• Monto de las órdenes recibidas: U$S 42.405.842
• Valor Nominal de emisión: U$S 20.000.000

Obligaciones Negociables Clase XIII

• Cantidad de órdenes recibidas: 191
• Monto de las órdenes recibidas: U$S 250.716.807
• Valor Nominal de emisión: U$S 130.000.000

Los bancos y entidades financieras que participaron como colocadores en la emisión fueron: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., Banco Santander Argentina S.A, Banco Macro S.A., Banco Supervielle S.A., BNP Paribas Sucursal Buenos Aires, Macro Securities S.A.U., Industrial and Documento: YPF-Público Documento: YPF-Público Commercial Bank of China (Argentina) S.A., SBS Trading S.A., Allaria Ledesma & Cía S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., TPCG Valores S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., BancoPatagonia S.A., Nación Bursátil S.A., Banco Mariva S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco Itaú Argentina S.A.

La información para inversores se encuentra disponible en https://www.ypfluz.com/RI

En el marco de la novena edición de los Premios BritCham Argentina al Liderazgo Sostenible 2022, la Cámara de Comercio Argentino Británica distinguió a Naturgy con una Mención Especial por su programa “Energía del Sabor”. 

Dicho reconocimiento, entregado por Alejandro Campos, director ejecutivo de BritCham Argentina, fue recibido por Bettina Llapur, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy BAN.

Desde 2013 BritCham reconoce públicamente a aquellas personas, empresas, gobiernos, ONGs e instituciones que realicen un aporte innovador y sobresaliente a la comunidad en la que se desenvuelven y que demuestren compromiso con un planeta y un futuro sustentables.

En línea con la definición adoptada por las Naciones Unidas, BritCham entiende el Desarrollo Sostenible como ‘la capacidad creada por el sistema humano para satisfacer las necesidades de las generaciones actuales sin comprometer los recursos y oportunidades para el crecimiento y desarrollo de las generaciones futuras’.

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

Cabe destacar que Energía del Sabor es el programa de Naturgy que tiene como premisa que jóvenes desocupados o en situación de precariedad laboral, se capaciten para emprender una actividad productiva y desempeñarse en oficios vinculados a la gastronomía, y así generar un empleo genuino y sustentable que les permita salir de su situación de vulnerabilidad social.

Desde el inicio de Energía del Sabor se capacitaron a cerca de 600 jóvenes, logrando muchos de ellos armar su propio emprendimiento y otros conseguir su primer trabajo en gastronomía.

Naturgy BAN S.A. es la segunda distribuidora de gas natural por redes de la República Argentina, que desde el año 1992 brinda su servicio en 30 partido de la zona norte y oeste de la provincia de Buenos Aires, con más de 1.629.000 clientes residenciales, 47.600 comerciales, 900 industriales y la extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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

Las empresas YPF y ONGC Videsh Limited, subsidiaria para su actividad en el extranjero de a Oil and Natural Gas Corporation, de India, firmaron un Memorando de Entendimiento en el marco de la Semana de la Energía (India Energy Week 2023) que se desarrolla en la ciudad de Bangalore.

Durante la firma estuvo presente el ministro de Petróleo y Gas de la India, Shri Hardeep S Puri, las máximas autoridades de ONGC -compañía nacional de petróleo y la mayor empresa internacional de petróleo y gas de ése país- y el presidente de YPF, Pablo González.

El MoU busca mejorar la cooperación entre las dos empresas en el sector de la energía, incluida, entre otras, la colaboración en las áreas de exploración y desarrollo en el Upstream tanto de petróleo como de gas; la promoción de la inversión conjunta para generar vínculos más estrechos entre los centros de investigación y capacitación de ambas compañías; y la promoción de las visitas mutuas entre las partes.

Acerca de YPF, en el encuentro internacional se destacó que “es la empresa energética integrada más grande de Argentina, con 51% propiedad del Estado y 49 % listada en las bolsas de valores de Nueva York y Buenos Aires, líder en exploración y producción de petróleo y gas, y el mayor operador de esquisto fuera de los Estados Unidos. También participa en el transporte, refinación y comercialización de gas natural y derivados del petróleo”.

Por Santiago Magrone

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, informó los resultados de la primera y segunda etapa de la política de segmentación y reducción del subsidio estatal en las facturas de la electricidad dispuesto desde el último cuatrimestre de 2022, y el criterio que se seguirá al respecto en el año en curso. Anunció que en febrero todavía no habrá tarifa plena (sin subsidio) para los no inscriptos y el Nivel 1 (altos ingresos).

También describió, junto con el interventor del ENRE, Walter Martello, y la subsecretaria de Planeamiento Energético, Cecilia Garibotti, la política tarifaria para el sector en cuanto al Precio Estacional de la Energía (PEE) y al Valor Agregado de Distribución (VAD) y de Transporte que integran la factura del servicio.

Royón explicó que el final de las dos primeras etapas de la segmentación tarifaria (según niveles de ingreso 1, 2 y 3), correspondiente al período septiembre-diciembre de 2022, implicó un retiro del 40 % de los subsidios para aquellos que no se inscribieron en el registro RASE y los usuarios de altos ingresos (nivel 1).

El ahorro fiscal de esa etapa, del 2022, fue de 40 mil millones de pesos, informó.

La cantidad de usuarios residenciales de energía eléctrica inscriptos en el RASE hasta diciembre de 2022 fue de 15.840.489, pero se calcula que hay un 33 por ciento de los usuarios que, o no solicitaron el subsidio, o estan comprendidos dentro del segmento de altos ingresos.

“Vemos que en ese 33 por ciento todavia puede haber poblacion que necesite seguir contando con el subsidio y es por eso que, aunque habíamos anunciado que en febrero ibamos a ir a un costo pleno de la energia con retiro total del subsidio a la energía, todavía no vamos a retirar totalmente el subsidio para estos usuarios”, anunció.

“Hoy la prioridad es detectar dentro de este porcentaje a aquellos usuarios de niveles bajos o medios que aún no se anotaron en el RASE, para poder garantizar la equidad del sistema de segmentación que se encuentra vigente, y no perjudicar a los hogares de menores ingresos”, sostuvo Royon, quien reiteró que continúa abierto el formulario de inscripción en www.argentina.gob.ar/subsidios.

La funcionaria refirió además que en la segunda etapa de la segmentación el 68 % de los usuarios residenciales no sufrió aumento de tarifas.

“En 2023 se continuará con el proceso de segmentación y se avanzará con la tercera etapa en la reasignación de los subsidios, política que consolida el orden fiscal”, señaló. En 2023 se prevé como meta fiscal un déficit de 1,6 por ciento del PBI.

“Debemos ser mucho mas eficiente en la asignación de subsidios,” afirmó la funcionaria y dijo que este año “sigue la política de subsidios para quienes realmente lo necesitan”, en tanto que reiteró la apelación al uso racional de la energía, también por su incidencia en los costos de producirla.

Y afirmó que “la política tarifaria respeta el espiritu del decreto presidencial de que los salarios le ganen a las tarifas”.

En este mismo orden, Royón señaló que “hemos trabajado en el diseño de los costos -precio estacional – de la energía (PEE) y de los costos de distribución (VAD) que componen la factura.

“El aumento porcentual de la factura varía de acuerdo con el punto del país donde estemos. El precio estacional de la energia (PEE) lo fija Nación y es el mismo para todo el país, pero el costo de transporte y de la distribucion varía según la región”, describió.

El VAD lo fija cada provincia salvo en Buenos Aires (AMBA) que lo fija el ENRE. También juegan en la disparidad los impuestos y hasta las tasas municipales, recordó.

En cuanto a la política tarifaria para el 2023, sostuvo que “los segmentos de bajos ingresos no van a tener variacion en el PEE y lo mismo para los pequeños comercios”. Así, para el 49 % de los usuarios residenciales y pequeños comercios (demanda de hasta 800 KWh por mes) el aumento en el Precio Estacional de la Energía es de $ 0 (Cero)”.

Asimismo, en el 2023 para los sectores de altos ingresos o quienes no soliciten el subsidio se realizará una quita del 40 %. Para los sectores medios esa quita será del 20 % del subsidio, explicó.

De esta manera en 2023 la suba del precio de la energía oscilará entre el 0 y el 36 por ciento considerando en esto último a los grandes comercios . Para los hogares de menores ingresos el aumento será de 0 %, puntualizó.

“Construimos un modelo de tarifas justas y responsables, que ubica en primer lugar la protección a las familias, a los jubilados y al conjunto de los sectores de menores ingresos que necesiten el acompañamiento del Estado”, remarcó Royon.

TARIFAS DEL ÁREA METROPOLITANA (EDENOR y EDESUR)

El interventor del ENRE, Walter Martello, sostuvo que “la readecuación de las tarifas tiene la característica de proteger a los hogares de mayor vulnerabilidad y aquellos hogares de ingresos medios”.

“No podemos otorgar el aumento que las empresas pretenden porque justamente alteraría muchísimo la relación entre los ingresos familiares y el costo de las tarifas. Por eso, será el aumento que las familias puedan pagar”, añadió, ratificando lo que había señalado en la última audiencia pública por este tema.

Martello refirió que “las empresas distribuidoras eléctricas del AMBA pidieron un 260 por ciento de aumento, pero se decidió implementar un incremento escalonado en dos cuotas iguales, la primera a partir del 1 de abril y la segunda, a partir del primero de junio”.

Para los usuarios residenciales de menores ingresos y categoría 2 (medios) el aumento de tarifa (VAD) no será mayor a 360 pesos por cuota. Para el nivel 1 (altos ingresos y mayores consumos) habrá un aumento de hasta 400 pesos por cuota, detalló.

Y calculó que “el 72 por ciento de los usuarios, casi 2 millones 200 mil, de los niveles medios y bajos (N2 y N3) recibirán un incremento por cuota de hasta 400 pesos mensuales respecto del VAD (Valor Agregado de Distribución).

El funcionario refirió que No habrá audiencia pública hasta finales de octubre por la cuestión tarifaria.

Cabe señalar que el ENRE oficializó las resoluciones 177 y 179/2023 por las cuales aprobó los cuadros tarifarios a aplicar para los usuarios Residenciales Nivel 1, Nivel 2 y Nivel 3, y demás categorías tarifarias por las empresas distribuidoras EDENOR y EDESUR, respectivamente, a partir de las cero horas del 1 de febrero último.

Ello, luego de haberse oficializado la Resolución 54/2023 que estableció nuevos Precios de Referencia de Potencia (POTREF), el Precio Estacional de Transporte (PET), y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el Mercado Eléctrico Mayorista, para cada categoría de usuario (detallados en los considerandos de las resoluciones 177 y 179/2023).

Dichas resoluciones instruyeron además a ambas distribuidoras que, para las Entidades de Bien Público comprendidas en la Ley 27.218 y para el cálculo de la tarifa social, deberán tener en cuenta el cuadro tarifario establecido para los usuarios Residenciales de Nivel 2, que se informa como anexo.

Asimismo, instruyen a EDENOR y a EDESUR para que, teniendo en cuenta los valores contenidos en los anexos de las resoluciones respectivas “y de acuerdo al consumo mensual de cada usuario, calculen 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”.

La resolución 177 informa a EDENOR que, a partir del 1 de febrero de 2023, el valor de la tarifa media asciende a 10,988 $/kWh., y la R-179 informa a EDESUR que el valor de su tarifa media es de $ 11,127 por kWh.

Las dos resoluciones instruyen además a las distribuidoras acerca de las tarifas que deberán aplicar a partir del 1 de febrero de 2023 para los Clubes de Barrio y del Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona al respecto el Ministerio de Turismo y Deportes, de acuerdo a lo dispuesto por la Resolución SE 742/2022.

Asimismo, las referidas resoluciones aprueban las Tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores, también a partir del 1 de febrero.

Con una inversión de más de 260 millones de dólares YPF Luz construirá su cuarto parque eólico en el país. Será en Córdoba y tendrá una potencia de 155 MW con los que la compañía alcanzará más de 650 MW en renovables.

Estará ubicado en la localidad de General Levalle, 380 kilómetros al sur de la ciudad de Córdoba y su potencia instalada es equivalente al consumo de más de 190.000 hogares.

La construcción tendrá una duración aproximada de 20 meses, creando empleo para más de 300 personas durante la construcción y generando un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales.

General Levalle contará con un factor de capacidad de más del 50 % y evitará la emisión de más de 350.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente por año. El parque tendrá 25 aerogeneradores instalados de 6,2 MW cada uno, en una superficie total de 4.360 hectáreas, se describió.

“Este año YPF Luz cumple 10 años generando energía renovable, eficiente y sustentable con una clara visión federal y apostando a generar cada vez más y mejor energía a lo largo y ancho del país. Con General Levalle ya son 7 las provincias en las que estamos presentes, afianzando nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz energética nacional e impulsando la evolución de la energía para el bienestar de las personas”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

General Levalle es el cuarto parque eólico de la compañía y se sumará a los parques eólicos Manantiales Behr, ubicado en Chubut y operativo desde 2018; Los Teros, puesto en marcha en 2020 y ubicado en Azul, provincia de Buenos Aires; y Cañadón León, puesto en marcha en 2021 y ubicado en Cañadón Seco, Santa Cruz.

Parque Eólico General Levalle en números
• Inversión: más de U$S 260 Millones.
• Factor de capacidad estimado: más del 50%.
• Capacidad instalada: 155 MW.
• Superficie: 4360 hectáreas.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares.
• Más de 350.000 toneladas de dióxido de carbono evitadas por año.
• Más de 300 personas empleadas durante la construcción.
Nacida en 2013, YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial. Para obtener más información, visite www.ypfluz.com

En poco tiempo más, a mediados de Abril próximo, el estado de Sonora en México tendrá la planta solar más grande de América latina cuya capacidad prevista será de 1000 Megavatios.
Se ubica en Puerto Peñasco en las costas del desierto de Sonora, y cuenta con un tendido de 2.000 hectáreas de paneles solares.

La planta fotovoltaica demanda una inversión de 1.200 millones de dólares
La primera fase comenzará sus operaciones en abril y se estima una capacidad de generación de 120 megavatios.

A su término, se prevé que suministre electricidad para 1,6 millones de usuarios en los estados norteños de Sonora, Chihuahua y Sinaloa.

Al mismo tiempo podrá compartir electricidad mediante cableado con la península de la Baja California, que tradicionalmente ha estado desconectada de la red nacional mexicana.
El proyecto forma parte del “Plan Sonora de Energías Sostenibles” lanzado por el presidente mexicano, Andrés Manuel López Obrador, que además del impulso por la energía solar incluye la extracción del litio.

La Unión Europea (UE) aprobó un tope de precios para una serie de productos petrolíferos rusos transportados por mar. El límite máximo se aplicará a las empresas y territorios logísticos controlados por la comunidad política a partir del 5 de febrero.

En tal sentido el primer límite máximo para los derivados de petróleo comercializados con descuento respecto al crudo, como el aceite combustible, sería de 45 dólares el barril; el segundo para los productos petrolíferos comercializados con precios superiores respecto al crudo, como el diésel o el querosen, sería de 100 dólares el barril.

La decisión entrará en vigor el 5 de febrero de 2023 e incluirá un periodo transitorio de 55 días para completar los contratos de suministro celebrados antes de la introducción de la limitación de precios. El nivel de los techos se revisará cada 2 meses.

Federico Bernal, subsecretario de Hidrocarburos recibió a las autoridades locales de Shell con motivo de repasar la agenda de proyectos e inversiones de la compañía. Bernal destacó la importancia del Oleoducto Sierras Blancas/Allen, construido por el consorcio integrado por Shell (60%), PAE (25%) y Pluspetrol (15%) y cuya inauguración se prevé para el próximo 14 de febrero. Participaron por la petrolera Ricardo Rodríguez, presidente y Verónica Staniscia, gerente de Relaciones Externas

“Se trata de un proyecto estratégico que incrementará la capacidad de evacuación de producción de las operadoras de esta cuenca. Actualmente esa capacidad se encuentra saturada, en una situación muy parecida a lo que heredamos con el sistema licenciado de transporte de gas natural. En ese caso la respuesta del gobierno nacional fue la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner” evaluó Bernal.

Por su parte, Ricardo Rodríguez, explicó que el nuevo oleoducto “conectará a Vaca Muerta con el troncal de OLDELVAL y su proyecto Duplicar Plus, y reforzará las vías de exportación de la cuenca (OLDELVAL – OTASA), aportando una capacidad de transporte de 125.000 bpd”.

Rodríguez destacó también que se trata de la “primera inversión privada de una operadora en la construcción de un oleoducto de midstream en Vaca Muerta, y la primera inversión de Shell Argentina en midstream en 108 años en el país”.
La construcción del oleoducto estuvo a cargo de Techint/SIMA y la operación estará a cargo de Oldelval. En línea con los objetivos de potenciar el agregado de valor local a través de la industria hidrocarburífera, durante su construcción estuvieron involucradas más de 50 contratistas y proveedoras, en su mayor parte de origen nacional y regional.

Además, Bernal y las autoridades de Shell Argentina también dialogaron acerca del estado de avance respecto de la solicitud efectuada por la empresa en el marco del Decreto 929.
Desde hace una década Shell desarrolla operaciones en la provincia de Neuquén, con foco en Vaca Muerta. En el encuentro la máxima autoridad de la petrolera le informó a Bernal que la compañía lleva invertidos allí más de 2.000 millones de dólares y que, solo en 2022, volcó 500 millones de dólares en el desarrollo de recursos en la formación.
Hasta el momento, los resultados de esa inversión la posicionan como la primera productora privada de petróleo no convencional en la Cuenca Neuquina, con una producción de 45.000 barriles de petróleo diarios promedios (bpd). En particular, en Sierras Blancas Shell cuenta con una capacidad instalada de procesamiento de 42.000 bpd y genera más de 3.000 empleos directos e indirectos.

Respecto de las inversiones en materia de hidrocarburos y proyectos de infraestructura, Bernal consideró: “Ahora sí la República Argentina está realmente experimentando una lluvia de inversiones. Para este 2023 esperamos inversiones a escala nacional en exploración y explotación por 9.500 millones de dólares. Esto implica un salto interanual del 20%, es un 36% más que en 2019 y la mayor cifra desde 2015”.

Finalmente, sobre la participación de Shell en este proceso de crecimiento, expresó: “Nos congratula que Shell sea parte de este interés y compromiso, que como bien destacó en reiteradas oportunidades el Ministro de Economía, Sergio Massa, es la lógica respuesta de los actores del sector a un programa de desarrollo económico creíble y sustentable, donde la articulación entre el Estado Nacional y el sector privado brinda las condiciones necesarias y suficientes para hacer realidad la transformación de nuestra matriz productiva”.

El ministro de Economía, Sergio Massa, y el presidente de YPF, Pablo González, analizaron el plan de inversiones y el estado de situación de los principales proyectos encarados por la Compañía de mayoría accionaria estatal.

YPF cerró el 2022 con una inversión superior a los 4.000 millones de dólares y un crecimiento de la producción del 9 por ciento. Para este año, se estima un mayor nivel de inversiones que permitirán financiar proyectos muy importantes para generar la energía que el país necesita, y convertir a la Argentina en un exportador de petróleo y gas aportando divisas para financiar el desarrollo de su economía.

En ese marco, el ministro de Economía y el presidente de YPF analizaron el avance de distintos proyectos de transporte de hidrocarburos que son estratégicos para el desarrollo de Vaca Muerta.

Entre ellos, consideraron los avances en la obra de rehabilitación del Oleoducto Trasandino que permitirá reanudar la exportación de crudo a Chile y los mercados del Pacífico. Tiene una extensión de 427 kilómetros desde Puesto Hernández en Neuquén hasta la Refinería de ENAP en Biobío Chile y es operado a través de una sociedad que integran Chevron, ENAP e YPF.

Además, Pablo González le expuso los detalles de una obra clave para la exportación de crudo como es el proyecto denominado “Vaca Muerta Sur” con una inversión estimada en 1.200 millones de dólares y un plazo de ejecución de dos años. El objetivo es unir los Bloques más productivos de Vaca Muerta de la compañía con Punta Colorada, en la provincia de Río Negro, a través de un oleoducto de 700 kilómetros.

Además, se prevé la construcción de una terminal de almacenamiento y la instalación de dos monoboyas para la carga de buques de gran porte.

Ambos analizaron también aspectos del proyecto de GNL que YPF y Petronas buscan desarrollar en el país con una inversión inicial de 10.000 millones de dólares y una capacidad de producción final de 19 MTPA (millones de toneladas anuales).

Como parte del interés de Petronas en el país, el 20 de enero, Pablo González, recibió al nuevo CEO de Petronas E&P Argentina, Nazri Idzlan Malek, y tuvieron la oportunidad de continuar con el análisis de este proyecto que convertirá a la Argentina en un exportador neto de GNL a partir del desarrollo de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo.

Massa y Gonzalez abordaron además la agenda de la transición energética en donde YPF juega un rol muy importante a través de la producción de energías renovables y el desarrollo de la cadena de valor del litio.

Con YPF Luz, la compañía se ubica como el segundo generador de energía renovable del país con una capacidad instalada de 400 MW y avanza con la puesta en marcha de su primer parque solar en la provincia de San Juan, entre otras inversiones.

Además, YPF Litio comenzó su primer proyecto exploratorio en la provincia de Catamarca junto a CAMYEN. Además, inauguró con Y-TEC, y junto al Ministerio de Ciencia y Tecnología, el CONICET y la Universidad Nacional de la Plata, la primera planta para baterías de litio, que permitirá desarrollar el paquete tecnológico para sumarle valor a la producción de este mineral en el país.

Las francesas TotalEnergies y Air Liquide se asociaron para desarrollar distribución de hidrógeno como combustible automotor y, en tal sentido, van a crear una empresa para formar una red de más de un 100 de estaciones de hidrógeno para camiones en las principales rutas de Europa. Los puntos serán Francia, Alemania y los Países Bajos en principio.

TotalEnergies aportará su experiencia en la explotación y en la gestión de gasolineras y en la distribución de carburantes a las empresas, mientras que Air Liquide llevará a la nueva filial común su conocimiento de las tecnologías del hidrógeno y del conjunto de su cadena de valor.La empresa que han decidido crear este año se encargará de la inversión, la construcción y la explotación de las estaciones, así como del aprovisionamiento en hidrógeno en el mercado y de su comercialización a los clientes del sector del transporte.

La Secretaría de Energía llamó a presentar ofertas en la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “RenMDI”– con el fin de celebrar Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable por un total de 620 MW con la Compañía Administradora CAMMESA, quien actuará en representación de los Distribuidores y Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista –hasta su reasignación en cabeza de los Agentes Distribuidores y/o Grandes Usuarios del MEM–.

A través de la Resolución 36/2023 Energía aprobó el Pliego de Bases y Condiciones y los Anexos de la Convocatoria “RenMDI”, en el cual se incluye el Renglón 1: “Generación Renovable para sustituir Generación Forzada”, y el Renglón 2: “Generación Renovable para Diversificar la Matriz”, así como los límites de potencia a contratar, los precios topes por tecnología, los requerimientos técnicos y formales que deben cumplir las ofertas, la valorización de los costos de sustitución de generación forzada por región y la caracterización de los nodos de conexión.

También, la metodología de evaluación de ofertas y propuestas de adjudicación y las características de los Contratos de Abastecimiento a suscribir.

El artículo 3 de la R-36 estableció una potencia objetivo referencial de 500 Megavatios para el Renglón 1, y de 120 MW para el Renglón 2, señalando que “los valores indicados podrán ajustarse por razones de módulo según se establece en el Pliego de Bases y Condiciones aprobado”.

De acuerdo con un anexo de la Resolución la licitación comprende a 20 provincias y el Renglón 1 remite a la sustitución de generación forzada por proyectos de generación solar fotovoltaica, biomasa, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento.

El Renglón 2 procura diversificar la matriz y esta orientado a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa.

El pliego de bases y condiciones del llamado RenMDI no especifica los plazos para presentar las propuestas ni cuándo se llevarán a cabo las aperturas de sobres.

Las Centrales de Generación habilitadas bajo el marco de esta Convocatoria se regirán por el Marco Regulatorio Eléctrico (Leyes 15.336 y 24.065) y sus reglamentaciones. En particular en Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de precios en el MEM establecidos por la Resolución 61/1992 de la ex S.E. Eléctrica.

La Resolución establece además que las Centrales de Generación que se construyan en el marco de la Convocatoria no poseerán prioridad de despacho frente a otras Centrales de Generación, Autogeneración o Cogeneración renovable que operen en el MEM en caso de congestión del Sistema Argentino de Interconexión SADI, quedando excluidas de la prioridad prevista por la Resolución 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería, salvo en los casos que se indican específicamente en el Pliego aprobado por la R-36/2023.

El Organismo Encargado del Despacho (OED) realizará las adecuaciones necesarias en las capacidades de transporte disponibles para la incorporación de la energía producida por Centrales de Generación, Cogeneración o Autogeneración de fuentes renovables, para favorecer la no congestión entre proyectos renovables.

Asimismo, se establece en la Resolución que los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable a celebrarse tendrán la prioridad de pago que a la fecha de entrada en vigencia de la R-36 tiene en el MEM el cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica.

CAMMESA emitirá la documentación comercial y abonará mensualmente el precio correspondiente a los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable que resulten de esta Convocatoria.

Los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable a celebrarse serán a 15 (quince) años a partir de la Fecha de Habilitación Comercial, al Precio Ofertado Adjudicado en dólares estadounidenses por megavatio hora. Y se remunerará la estacionalidad para incentivar generación en períodos de mayor exigencia para el sistema.

Energía puntualizó que esta Convocatoria “no se encontrará alcanzada por las Garantías que otorga el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) a los beneficiarios de las Rondas 1, 1.5, 2 y 3 del Programa RenovAr y a los proyectos que se incorporaron en el marco de de la Resolución 202/2016 del ex MINEM.

Asimismo, se estableció que “todas las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero en el territorio nacional, derivadas de la potencia instalada de los proyectos adjudicados en el marco de la R-36 serán contabilizadas por el Estado Nacional para el cumplimiento de su meta en la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático aprobada por la Ley 24.295 y del Acuerdo de París aprobado por la Ley 27.270.

En los considerandos de la R-36 se explica que la Convocatoria “está orientada a la presentación de proyectos de pequeña escala contribuyendo a una mayor estabilidad en las redes, a acercar la generación a la demanda disminuyendo así las pérdidas eléctricas, y a fomentar el desarrollo regional, al mismo tiempo que fomentar la sustitución de generación forzada de combustibles alternativos existentes”.

También se hace referencia a que “mediante la Resolución 330/2022 la S.E. realizó una convocatoria para recibir Manifestaciones de Interés (MDI) de proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar Generación Renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red de Transporte por Distribución Troncal y/o de Distribución e incrementar la participación de la generación renovable en el abastecimiento de la demanda del SADI”.

La referida Convocatoria despertó un gran interés, con presentaciones de una multiplicidad de proyectos a lo largo del país, de distintas tecnologías y escalas, recibiendo 491 proyectos por un total de 14.400 MW “lo que evidenció el compromiso y participación de actores tanto públicos como privados”, destacó la resolución de la S.E.

Con factores de carga que superaron el 60 por ciento de manera sostenida y con meses superando el 70 %, el parque eólico Manantiales Behr, operado por YPFLuz, se posicionó como líder en el ranking de los Mejores Factores de Carga del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) elaborado por CAMMESA, con un valor de 61.9 por ciento anual.

Ubicado en Chubut, Manantiales Behr es el primer parque eólico de YPF Luz. Tiene 30 aerogeneradores y una capacidad instalada de 99 MW, equivalente al consumo de 144.000 hogares.

En 2021, el Parque Eólico Manantiales Behr fue uno de los más eficientes del país, con un factor de capacidad de aproximado del 60 %. En 2022, fue seis veces líder del podio logrando así el primer lugar en el ranking anual, destacó la Compañía energética.

Los niveles operativos récord del parque MB se alcanzaron en Marzo: 65.5%, Abril: 64%, Junio: 61.2%, Agosto: 69.3%, Septiembre: 63,1%, y Octubre: 72.2 por ciento.

El parque eólico Los Teros, también fue parte del podio en el mes de noviembre con un factor de 60,1%. Los Teros es el segundo parque eólico de la compañía y se encuentra ubicado a 45 km de Azul, provincia de Buenos Aires.

Tiene una capacidad instalada de 175 MW, genera energía equivalente al consumo de más de 230.000 hogares y evita la emisión de más de 400.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

Los Teros es uno de los más grandes del país y tiene la ventaja de estar cerca de los centros de mayor consumo eléctrico de Argentina.

Por su parte, el parque eólico Cañadón León estuvo presente en el podio en el mes de octubre con un factor de carga de 69.5%, en agosto con 67.3% y en julio con 60.1 por ciento.

Cañadón León es el tercer parque eólico de YPF Luz, puesto en marcha en diciembre de 2021. Ubicado en Cañadón Seco, provincia de Santa Cruz, tiene una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

“Estos niveles de eficiencia son altísimos a nivel mundial y confirman el compromiso de YPF Luz de generar cada vez más y mejor energía para el país”, remarcó la empresa.

Nacida en 2013, YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para más información, visite www.ypfluz.com

Entró en vigor desde hoy hasta el 1 de Julio la prohibición decretada por el presidente de Rusia, Vladímir Putin, de exportar petróleo a destinatarios que se atengan al precio tope impuesto al crudo ruso por parte de los países del G7, la Unión Europea y Australia como sanción por la campaña militar rusa en Ucrania. El precio consensuado en Diciembre por los organismoses de US$ 60 el barril.
La disposición obliga a los exportadores rusos de crudo a rechazar los contratos con personas jurídicas o físicas extranjeras que contengan un mecanismo que fije, directa o indirectamente, un precio máximo en cualquiera de las etapas de los suministros hasta el comprador final.
El techo de precio se aplicará también a los derivados de crudo rusos desde el próximo día 5, aunque aún no se han precisado los parámetros de la medida.

Qatar Energy, TotalEnergies y ENI formaron un consorcio para la exploración en una zona con potenciales reservas de gas ubicado en aguas libanesas, que estuvieron disputadas con Israel hasta la firma de un acuerdo histórico el pasado octubre.

Tras la salida de la rusa Novatek, Qatar Energy adquirió el 30 % de los derechos de exploración en dos áreas marítimas frente a la costa libanesa, mientras que TotalEnergies y ENI conservan el 35 % cada una, informó en un comunicado la oficina de prensa del primer ministro del Líbano, Najib Mikati.

El consorcio anterior entre TotalEnergies, ENI y Novatek había cerrado con el Líbano en 2018 un acuerdo de exploración y producción para el Bloque 9 y otro para el Bloque 4, si bien la empresa euroasiática abandonó el grupo en septiembre.
Entonces, el proyecto estaba participado en un 60 % por la francesa y en un 40 % por la italiana.

Después de que el Líbano e Israel firmaran el pasado 27 de octubre un pacto para delimitar su divisoria marítima, TotalEnergies y ENI cerraron también un acuerdo marco con Israel para explorar en la parcela libanesa.

El Líbano tiene puestas grandes esperanzas en el hallazgo de gas frente a sus costas para ayudarle a salir de la grave crisis económica a la que se enfrenta desde 2019 y en cuyo marco se ha visto muy afectado el sector energético, sin apenas electricidad estatal.

Hasta el 8 de febrero inclusive se desarrollará la Consulta Pública web que el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación lanzó a partir de la plataforma https://consultapublica.argentina.gob.ar/ para la participación ciudadana respecto del Proyecto Fénix, de desarrollo de hidrocarburos offshore en la Cuenca Marina Austral, en Tierra del Fuego.

Se trata de un nuevo proyecto a cargo de la UTE conformada por Total Austral, Pan American Energy y Wintershall DEA, en el cual se calcula invertir unos 700 millones de dólares.

Cabe referir que los desarrollos actuales de Total Austral junto a sus socios Pan American Sur y Wintershall en CMA-1 son estratégicos para el país y para la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, en tanto que proveen aproximadamente 19 millones de metros cúbicos diarios de gas al mercado argentino (aproximadamente el 18 % del gas nacional) y representan el 73 % de la producción de gas y el 41 % de la producción de petróleo de la provincia.

Por otra parte, los hidrocarburos son el producto más exportado de la provincia (44 % de sus ventas al exterior en 2021), además de ser la única fuente actual de generación de electricidad de red.

Fénix es un proyecto de gran importancia para el desarrollo local y nacional, que le permitirá al país desde inicios de 2025 incrementar la disponibilidad de gas, al contar con 10 millones de metros cúbicos diarios (que representan aproximadamente el 8 % de la producción actual del país) y reducir las importaciones de LNG y gas natural en casi 2.000 millones de dólares anuales.

El documento de divulgación del proyecto puede consultarse en la página web dedicada https://totalenergies.com.ar/es/proyecto-fenix.

Para participar de la consulta pública el interesado debe registrarse en la plataforma, ya sea a través de su usuario de miargentina o generando un usuario a tal fin.

Buscar en la página web del Ministerio la consulta correspondiente al proyecto: Votar a favor o en contra de las consignas en cada uno de los ejes presentados:
Participar en el foro de debate, ya sea a través de comentarios o de pulgar arriba/ abajo en los comentarios de otros usuarios.

Una vez concluída esta etapa el Ministerio de Ambiente elaborará un informe y avanzará en la convocatoria de una Audiencia Pública.

El consumo de energía eléctrica a nivel nacional aumentó 3,57 por ciento en 2022 respecto a 2021, de acuerdo con un 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 6,10 % y la no residencial igual o mayor a 300 kW se incrementó 6,78 %. El único segmento que registró una caída en el consumo fue el de grandes usuarios del MEM, con una baja de 1,77 por ciento interanual.

En CABA y el Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, la demanda se amplió 2,29 por ciento. El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue enero, ya que subió 10,68 % respecto al mismo mes de 2021.

El descenso más notorio del consumo eléctrico fue en octubre, con una caída relativa de 3,20 por ciento.

Las provincias con mayor aumento de la demanda de energía eléctrica durante el 2022 fueron San Juan, Catamarca y San Luis, todas con una suba superior al 7,5 por ciento i.a., mientras que los menores niveles se detectaron en Santa Cruz, Mendoza y Chubut.

En un detalle de la demanda anual de energía eléctrica por regiones del país, el AMBA registró el 38,89 por ciento del total; el Litoral 12,67 %; la provincia de Buenos Aires el 12 por ciento; la región Centro el 9,61%; Cuyo 8,47%; el NOA 8,04 %; el NEA 5,36%; el Comahue 2,84%, y la Patagonia el 2,12 por ciento del total.

La ADEERA 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 450.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

Genneia, la compañía pionera en energías renovables, generó durante el 2022 el 20% de la energía renovable eólica y solar en Argentina. De este modo, se posiciona una vez más como la empresa líder en el sector manteniendo, además, su ubicación entre las 15 empresas generadoras de energías limpias de Sudamérica.

De acuerdo con los datos aportados por CAMMESA, Genneia generó un total de 3.424.595 MWh correspondiente a energía solar y eólica, que equivalen al consumo de aproximadamente 900.000 hogares, provenientes de sus 7 parques eólicos y un parque solar. Es así como la compañía continúa reafirmando su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1.500.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.

Marzo fue el mes con mayor generación, con un registro total de 313.993 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 951.571 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 17% del total de la capacidad instalada, conformado por un 23% de la generación de energía eólica y el 7,5% de energía solar.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado por el equipo de Genneia a lo largo de la última década, manteniendo el liderazgo de la industria y nuestro fuerte compromiso en la lucha contra el cambio climático y la promoción de la transición energética”, expresó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia. “Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras buenas prácticas para que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país y en la emisión de instrumentos verdes, como bonos de carbono, I-RECs y bonos verdes”, concluyó.

Con el propósito de mantener su vocación de liderazgo, la compañía está próxima a inaugurar su segundo centro de generación fotovoltaico, el Parque Solar Sierras de Ullum (80MW) y alcanzará una potencia instalada de 944MW de capacidad instalada renovable. Asimismo, recientemente anunció inversiones por 260 millones de dólares para la construcción del Parque Eólico La Elbita (140MW) en Tandil, Buenos Aires, y el Parque Solar Tocota III (60MW), en San Juan. De esta manera, la compañía superará 1GW de capacidad instalada, un hito nunca antes alcanzado en el país.

La compañía ha invertido más de 1.200 millones de dólares en proyectos renovables en los últimos 5 años y continúa sumando proyectos para acompañar a más organizaciones en el camino hacia la sostenibilidad, apostando al demandante crecimiento del mercado corporativo.

ACERCA DE GENNEIA

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 17% de participación en la matriz renovable, alcanzando el 23% de la capacidad instalada de energía eólica y el 7,5% de la solar, lo que la convierte en la líder indiscutida del sector y una de las quince generadoras más importantes de Sudamérica.
Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y alcanzará los 944 MW de energía renovable al considerar sus parques solares en Ullum (160 MW) ubicados en la provincia de San Juan. Actualmente nos encontramos iniciando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (140 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

El presidente de la Nación, Alberto Fernández, ratificó la política del gobierno en materia energética en su rol de impulsor de inversiones en las obras de infraestructura necesarias para poner en valor los recursos hidrocarburíferos, renovables, y minerales, que el país posee, para el desarrollo económico y la mejora de la calidad de vida de la población, y para la exportación de petróleo, gas, y litio, muy demandados en un mundo en crisis energética.

Fernández participó, invitado por Pampa Energía e YPF, de la inauguraron el Ciclo Combinado de la Central Térmica Ensenada de Barragán (CTEB), usina instalada en el distrito bonaerense de Ensenada, que fue recorrida por el Mandatario, junto con la Secretaria de Energía, Flavia Royón, el Intendente local Mario Secco, y los principales directivos de las dos empresas: Marcelo Mindlin (presidente de Pampa) y Pablo González, presidente deYPF.

La obra inaugurada implicó la expansión en el 50 por ciento de la capacidad instalada de la Central a través de la incorporación de una turbina a vapor que vino a sumarse a las dos turbinas a gas ya en operación, pasando así de 567 MW a 847 MW de capacidad instalada.

Las dos compañías invirtieron un total de 250 millones de dólares en la finalización del cierre del CC. Durante su construcción se generaron más de 1.900 puestos de trabajo, y la Central se ubica entre las cuatro más grandes y eficientes del país.

La CTEB fue adquirida por Pampa e YPF en 2019 (a ENARSA). En ese momento, se hicieron cargo de la operación de la central de ciclo simple y asumieron el compromiso de concretar el CC, una obra clave para el sistema eléctrico, que contribuye con energía de base confiable y más eficiente en una zona de alto consumo industrial y residencial.

El ciclo combinado, que suma 280 MW a los 567 MW previos tiene la gran ventaja de generar mayor cantidad de electricidad sin consumir más combustible, ya que la turbina de vapor es alimentada por los gases que emanan las turbinas de gas existentes. Este proceso permite mayor eficiencia en la generación y contribuye a la sustentabilidad del sistema eléctrico nacional, se destacó.

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que “esta obra es un ejemplo más de que cumplimos con nuestra palabra cuando anunciamos inversiones. En 2019, cuando adquirimos esta central con YPF, dijimos que íbamos a poner en marcha el ciclo combinado que estaba paralizado, luego de haber sido iniciado en 2011, y hoy inauguramos esta obra que va a incrementar en un 50 % la capacidad de generación de esta planta, sin gastar una molécula más de gas o de combustibles líquidos”.

“Esta mejora de eficiencia permitirá un menor consumo de 1.8 millones de m3/día de gas, que equivalen a un ahorro anual de aproximadamente 350 millones de dólares. A partir de ahora será una de las centrales más eficientes y amigables con el medio ambiente del país”, añadió Mindlin.

Por su parte, Pablo González, señaló que “estas inversiones en infraestructura energética, como las que estamos haciendo en otras partes del país, nos permiten generar la energía confiable y eficiente que el país necesita. En este caso, con menos gas vamos a generar más energía eléctrica en una zona de alto consumo industrial y residencial”.

El Presidente Fernández enmarcó los beneficios de la mayor oferta eléctrica de la CTEB en el ahorro de divisas por la menor necesidad de importar insumos energéticos. En un contexto de muy altos precios internacionales “el año pasado (2022) debimos pagar 5 mil millones de dólares más por energía (gas y líquidos) para no parar el ciclo productivo del país”, señaló.

También hizo referencia a los resultados positivos del Plan Gas Ar en sus varias versiones, desde que estaba en el gobierno Cristina Fernández, en cuanto a inversiones e incremento de la producción alcanzados, sobre todo en el reservorio no convencional de Vaca Muerta (NQN).

Asimismo, hizo referencia a la construcción en marcha del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, en su etapa I, mencionando que estará terminado “el 20 de junio, o el 9 de julio”, según evoluciona el tendido del ducto entre Tratayen (NQN) y Salliqueló (provincia de Bueos Aires).

El mandatario mencionó además la decisión del gobierno de activar cuanto antes la licitación de la construcción del GPNK en su etapa II, “para llevar el gas de Vaca Muerta hasta Santa Fe y desde allí hasta el sur de Brasil”. El ministerio de Economía procura el financiamiento (por caso del brasileño BNDS).

Junto con la exportación en firme de gas natural a Chile constituyen pasos hacia la integración energética regional, señaló Fernández.

ACERCA DEL GNL

Además hizo hincapié en la exportación a Europa de GNL, a medida que se concreten las fuertes inversiones necesarias en plantas de procesamiento del gas natural.

Para alentar tales inversiones el gobierno impulsa un proyecto de ley específico para la industria del GNL, que por otra parte las empresas del sector considerar indispensable.

Al respecto, Marcelo Mindlin hizo mención a un proyecto en consideración por parte de Pampa Energía – TGS y Excelerate para la instalación de una planta procesadora de GNL en la zona de Bahía Blanca.

Se trata de un proyecto que permitiría desarrollar módulos de producción de hasta 4 millones de metros cúbicos día de GNL, escalable en cuanto a su ampliación. El costo estimado es de 400 millones de dólares cada módulo.

Mindlin aclaró que pueden incorporarse otras empresas al proyecto. “Pero si no hay una ley de industrialización del gas es improbable que el sector avance con las inversiones”, señaló.

Otros proyectos en consideración ha sido esbozados por YPF en asociación con Petronas, y por Tecpetrol.

Las compañías petroleras de Italia y Libia firmaron un acuerdo de gas por un valor cercano a los U$S 8000 millones . La empresa energética italiana Eni declaró que es la mayor inversión individual en el sector energético del país africano en más de dos décadas y que suponía el desarrollo de dos yacimientos de gas.

“Este acuerdo permitirá importantes inversiones en el sector energético de Libia, contribuyendo al desarrollo local y la creación de empleo al tiempo que fortalece el papel de Eni como operador líder en el país”, afirmó el consejero delegado de la compañía italiana Eni, Claudio Descalzi.

En sus palabras, la producción combinada de gas de las dos estructuras comenzará en 2026 y alcanzará una meseta de 750 millones de pies cúbicos [228 metros cúbicos] de gas estándar al día.
La primera ministra Georgia Meloni, que asistió a la ceremonia, calificó el acuerdo de “significativo e histórico” y afirmó que ayudará a Europa a asegurar fuentes de energía.

“Libia es una prioridad para Italia, para la estabilidad del Mediterráneo, para la seguridad italiana y para los grandes desafíos que enfrenta Europa, como la crisis energética”, declaró Meloni ante la prensa.

Libia es el segundo país norteafricano que visitó esta semana la primera ministra Meloni. Mantuvo reuniones en Argelia que se ha convertido en el principal proveedor energético de Italia. En ese país firmaron un acuerdo para construir un nuevo gasoducto, también apto para transportar hidrógeno.

Por Santiago Magrone

En el contexto de la reconfiguración geopolítica mundial, acelerada por el conflicto político y bélico entre Rusia y Ucrania, con la OTAN de trasfondo, se concretó la visita oficial a la Argentina del canciller de Alemania, Olaf Scholz, como parte una primera gira de este dirigente a tres países sudamericanos. Los otros dos son Brasil y Chile, países en los cuales se desarrollan fuertes inversiones de empresas alemanas.

El muy conversado (y posible ?) acuerdo entre el Mercosur y la Unión Europea formó parte de las conversaciones entre el presidente Alberto Fernández y el canciller Scholz, en el marco de los vaivenes políticos y económicos de los países miembros de cada uno de los dos bloques regionales.

Pero una cuestión prioritaria de esta gira encarada por el gobierno y principales empresarios de Alemania -primera potencia industrial de Europa- es la procura de recursos energéticos esenciales para paliar los efectos de la escasez acelerada del gas ruso en la industria y en la generación, parcialmente reemplazado por el carbón, a contrapelo de la proyectada “descabonización” mundial.

El Gas Natural, y la versión GNL mucho mas costosa allí donde escasea el primero, constituyen recursos claves para la “trancisión energética” desde los hidroarburos hacia las energía limpias renovables, en las que Europa tiene un importante desarrollo, pero no suficiente.

La atención mundial esta puesta en el hidrógeno verde, y también en el litio, recurso muy disponible en Argentina, Chile y Bolivia, inversiones mediante para su producción y agregado de valor. El rol de los Estados provinciales y nacionales incidirán en la explotación del recurso, muy disputado por Estados Unidos y China.

Alberto Fernández y Scholz se reunieron en la tarde del sabado (28/1) y luego brindaron una declaración conjunta en el Patio de Honor del Palacio San Martín. Coincidieron en “la intención de fortalecer el vínculo entre ambos países y la relevancia de impulsar un acuerdo entre el Mercosur y la Unión Europea”.

“Queremos impulsar y poner en marcha el acuerdo entre el Mercosur y la Unión Europea. Eso le serviría a América Latina, al Mercosur, a Europa y permitiría trazar un eje que potencie el multilateralismo en un mundo que otra vez tiende a bipolarizarse”, afirmó el mandatario argentino.

Sobre la reunión, un resumen oficial destacó que el Jefe de Estado informó: “Pudimos plantearnos preocupaciones que tenemos los dos sobre lo que está pasando en el mundo, como las consecuencias negativas que el conflicto bélico está trayendo al mundo y también la preocupación por el clima”.

En una parte de sus declaraciones, Scholz se ocupó de señalar que la guerra -que está a punto de cumplir un año de duración- es consecuenca “de la invasión de Rusia a Ucrania”, y arriesgó que la OTAN no quiere participar. No obstante dijo que ello no implica dejar de darle apoyo financiero y armamentos a Ucrania.

Varios miembros de la OTAN, con Estados Unidos a la cabeza, lo estan haciendo, y una solución negociada parece cada vez mas difícil y las economías crujen.  Fernández remarcó que Argentina “apoya el fin de las hostilidades en Ucrania para que la paz se recupere cuanto antes”.

Mientras, Alberto Fernandez indicó que el Canciller alemán lo invitó “a que Argentina participe de una iniciativa denominada el Club del Clima”, que el Presidente aceptó “sabiendo que el problema climático es un problema que padece mucho el mundo no desarrollado”.

Alemania es uno de los diez principales países de origen de la inversión extranjera directa en la Argentina. En 2022 el comercio bilateral de bienes alcanzó los 3.600 millones de dólares.

El Presidente detalló que también hablaron “de las condiciones que Argentina ofrece para el futuro en materia energética. Dialogamos del gas que tenemos en Vaca Muerta, de nuestros yacimientos de litio, de nuestra producción de hidrógeno verde. Todas energías renovables que a Europa, y a Alemania puntualmente, le interesan”, además “del interés argentino de atraer inversiones alemanas al país para poder potenciar todo eso que tenemos”.

De la reunión bilateral también participaron el ministro de Relaciones Exteriores, Santiago Cafiero, y el director General, asesor del Canciller en Política Exterior y de Seguridad, Jens Plötner.

Luego de una reunión ampliada con participantes de ambas delegaciones, el Presidente y el Canciller alemán acompañaron la firma de documentos bilaterales por el canciller Cafiero y la secretaria de Estado Parlamentario del Ministerio de Economía y Protección del Clima, Franziska Brantner.

Se trata de un Memorando de Entendimiento para fortalecer el diálogo “sobre la transición hacia un sistema energético limpio y la implementación del Acuerdo de París sobre Cambio Climático”.

Por otra parte, “se firmó un instrumento del que surge que el gobierno alemán ratificó su compromiso con el financiamiento de exportaciones necesarias para viabilizar el Proyecto Hidroeléctrico Chihuido, de aproximadamente 2.230 millones de dólares, que aumentará la capacidad de energía limpia existente; prevendrá el riesgo de inundaciones en la Región Patagónica; asegurará el abastecimiento de agua limpia para la población, industria y riego”.

El Presidente y el Canciller encabezaron el cierre de un Encuentro Empresarial Argentina- Alemania que tuvo por ejes el panorama macroeconómico; energía; litio y electromovilidad; e hidrógeno y del que participaron más de 30 empresarios de ambos países.

“Queremos fortalecer y ampliar nuestros vínculos comerciales con Argentina” expresó Scholz. Y agregó: “Hay muchos temas que hoy nos atañen de cómo podemos realizar el suministro energético, ser CO2 neutrales. Hay materias primas muy importantes para esta cuestión. Se trata de la energía eólica, energía solar, hidroeléctrica, que se puede usar aquí muy bien y estoy muy contento de que estos proyectos hayan avanzado”, describió.

Alberto Fernández afirmó: “Alemania es para nosotros un país al que le admiramos su potencia y su desarrollo” y destacó: “Lo que estamos proponiendo es una asociación estratégica que nos permita ganar a todos. A la Argentina poder darle valor a esos minerales que tiene y a ese gas. Y a Alemania aprovechar las utilidades que significa producirlos y agregarle valor a la actividad extractivista”.

Desde el gobierno se destacó que “el objetivo del Foro fue transmitir el panorama macroeconómico y potencial de inversiones de la Argentina con foco en las energías renovables y de transición (H2 + GNL + litio); la electromovilidad; la economía del conocimiento y la industria 4.0; y la biotecnología”.

El diálogo fue coordinado por la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont; la secretaria de Relaciones Económicas Internacionales, Cecilia Todesca Bocco; el secretario de Comercio, Matías Tombolini; la secretaria de Energía, Flavia Royon; y la secretaría de Minería, Fernanda Ávila.

Del encuentro también participaron el secretario de Programación Económica, Gabriel Rubinstein; y el embajador argentino en Alemania, Fernando Brun.

Asistieron al encuentro por parte de Argentina representantes de la Unión Industrial Argentina (UIA) y empresas como YPF, Y-TEC, Helport y Tecpetrol. Por Alemania participaron el presidente de la Cámara de Industria y Comercio de Alemania, Peter Adrian, y el CEO del German Accelerator, Claus Karthe, además de CEOs globales y locales de empresas alemanas como Triwo, Bayer; Nordex; Voith; Aurubis; VNG; Herrenknecht; Fichtner; Volkswagen; Wintershall; Häfele; Siemmens; y Deutsche E Metalle.

En el marco de una reunión del sector productor de hidrocarburos con el canciller alemán, Olaf Scholtz, el presidente de YPF, Pablo González, detalló la situación actual de la compañía, que cerró el 2022 con una inversión de 4.100 millones de dólares y un crecimiento de la producción total del 9 %, el más alto de los últimos 25 años.

Para 2023, las inversiones de la compañía superarían los 5.000 millones de dólares para continuar desarrollando la agenda de crecimiento de la energética de mayoría accionaria estatal.

En el encuentro se analizó la potencialidad que tiene la Argentina como productor de energía a escala mundial a partir de los recursos que tiene en Vaca Muerta, y la posibilidad de exportarlo como Gas Natural Licuado, se explicó.

Además, los funcionarios de Alemania, encabezados por su canciller, se mostraron interesados por las energías renovables, y en el litio, rubro en el cual el país tiene grandes oportunidades de desarrollo al formar parte, junto a Chile y Bolivia, del denominado Triángulo del Litio, que contiene el 60 % de los recursos mundiales de este mineral clave para la transición energética.

Desde YPF, también, se impulsó la creación de YPF Litio, empresa con la cual se busca tener participación en un sector estratégico en el marco de las transiciones energéticas.

Recientemente, se anunció el primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN en la provincia de Catamarca, y se inauguró con Y-TEC, y junto al Ministerio de Ciencia y Tecnología, el CONICET y la Universidad Nacional de la Plata, la primera planta de baterías de litio del país, que permitirá desarrollar el paquete tecnológico para sumarle valor a la producción de este mineral.

Asimismo, YPF es líder en la producción de energías renovables y más del 25 % de la energía que consume es generada a partir de este tipo de fuentes.

A través de YPF Luz, opera 400 MW de energía renovable que se generan en sus tres parques eólicos ubicados en la provincia de Buenos Aires (Los Teros), Chubut (Manantiales Behr) y Santa Cruz (Cañadón León). Además, tiene en construcción su primer proyecto de energía solar en la provincia de San Juan, cuya primera etapa se inaugurará este año y sumará una potencia de 100 MW, con una capacidad final de 300 MW.

El subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, manifestó que la reciente reglamentación de la Ley de Generación Distribuida “permite que cualquier consumidor o pyme pueda poner en su hogar esta tecnología, tener su autoconsumo e inyectar el excedente a la red para que el mercado eléctrico se lo compre”.

En declaraciones por Radio Provincia, el funcionario afirmó que “en muchos casos uno está afuera de casa cuando más energía se genera, lo que posibilita inyectar el excedente y tomar energía de la red cuando la necesitás”. Ghioni destacó que entre las provincias más avanzadas en la utilización de esta tecnología se encuentra Córdoba con 588 usuarios, mientras que Buenos Aires tiene 269.

A su vez, el funcionario señaló que “en breve vamos a publicar cómo será el esquema de instalación” y aclaró que los interesados deberán “acercarse a su distribuidora con un profesional matriculado e inscribirse”. Y agregó que “durante el transcurso del año queremos comenzar a trabajar con las cooperativas para dar información”.

Respecto del valor de los equipos, adelantó que, “como estamos en un contexto de guerra, aumentó la energía en todos lados, y el costo de los paneles solares está muy para arriba”, por lo que se trata de “una inversión a futuro” aunque “deberían comenzar a bajar”.

Ghioni reconoció que “es un proceso embrionario que no va a generalizarse en el corto plazo, pero la ley la necesitamos porque es la forma de empezar a expandirse y que el costo baje. La provincia de Buenos Aires tenía que avanzar en ese sentido y es lo que estamos haciendo”.

Sobre los cortes en el suministro de energía eléctrica durante todo el año 2022, precisó que “si comparamos la ola de calor de diciembre cuando ya empezamos a poner en funcionamiento estos equipos, fue un éxito. Hubo cortes muy puntuales en los municipios y a pesar del calor que tenemos, en la Provincia es muy buena la calidad del servicio”, afirmó.

En el proceso de construcción del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner comenzó la bajada de caños soldados a la zanja abierta para el tendido del ducto, a la alltura del kilómetro 440 de la traza, en Doblas, provincia de La Pampa.

Esta fase del proyecto tiene lugar tras la puesta en funcionamiento hace tres semanas del sistema de soldadura automática de caños, tecnología que se utiliza por primera vez en Argentina. Además, se instalaron dos plantas soldadoras de doble junta, detalló ENARSA, a cargo del proyecto.

La bajada de tubos se lleva a cabo mediante un conjunto de equipos específicos: los tiendetubos, que trabajan en simultáneo y de manera coordinada, con una capacidad de izaje de 60 toneladas cada uno.

Estas máquinas manipulan distintos tramos de aproximadamente 1.000 metros de cañería de 36” de diámetro, que ya fueron soldados y desfilados (colocados) a lo largo de la traza.

Luego, se procede con la colocación de la columna soldada en la zanja realizada, y se avanza con la tapada y recomposición del terreno.

Los operadores de los tiendetubos fueron especialmente capacitados para manejar este tipo de equipos complejos, que requieren maniobras de precisión.

La construcción del gasoducto se desarrolla en forma simultánea en distintos frentes de obra, con el objetivo de acelerar los tiempos de construcción.

Con una extensión de 573 kilómetros, la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, a cargo de Energía Argentina, permitirá ahorrar unos 2.900 millones de dólares al año entre sustitución de importación de combustibles y reducción de subsidios.

Aumentará la disponibilidad de gas a precios competitivos y genera 10 mil puestos de trabajo directos y otros 40 mil indirectos, entre la construcción de la obra y la mayor producción de gas en Vaca Muerta, se destacó.

El ministro de Economía, Sergio Massa, acordó con el presidente del Banco de Desarrollo para América Latina (CAF), Sergio Diaz Granados, un crédito para financiar un plan de obras -de transporte y distribución de gas natural- por 540 millones de dólares, que se estima será aprobado en marzo próximo.

El plan consiste en el desembolso de 540 millones de dólares para la construcción del Gasoducto La Carlota – Tío Pujio, el Reversal del Gasoducto Norte y las plantas compresoras. Esta obra permitirá incrementar el abastecimiento de gas al norte del país desde Vaca Muerta, y aumentará las posibilidades de volúmenes de exportación de gas a Chile y Brasil, describió el Ministerio.

“Hemos cerrado junto a CAF el Plan de Obras de Gas que será aprobado en el mes de marzo. Serán 540 millones de dólares para construir el Gasoducto La Carlota-Tío Pujio, el Reversal del Norte y las plantas compresoras” afirmó Massa.

Participaron de la reunión, Marco Lavagna y Leonardo Macdur en representación del Ministerio de Economía; la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon; el presidente de ENARSA, Agustín Gerez; el subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales para el Desarrollo, Leandro Gorgal; y el director Nacional de Priorización Estratégica del Financiamiento Externo, Mauro Conti.

Por el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) estuvieron presentes el vicepresidente de CAF, Christian Asinelli; la representante de CAF, Patricia Alborta; y Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.

La petrolera estadounidense Chevron ganó US$ 35.465 millones en 2022, lo que supone un aumento del 126 % respecto a los beneficios de 15.625 millones registrados un año antes, por el impulso de los altos precios del crudo, según informó la compañía.

El segundo productor de petróleo de Estados Unidos aumentó su facturación en 2022 hasta US$ 246.252 millones, un 51 % más interanual que los 162.465 logrados en 2021, en un curso donde el precio del petróleo volvió a resurgir.

En el cuarto trimestre del pasado año, la petrolera obtuvo un beneficio de US$6.353 millones, un 25 % más que en el mismo periodo de 2021, mientras que sus ingresos fueron de 56.473 millones, un 17 % más que los U$S 48.129 millones ingresados entre octubre y diciembre de 2022. 

Los títulos de Chevron obtuvieron un beneficio acumulado de U$S 18,28 en 2022 y de 3,33 en el último trimestre.En el conjunto del ejercicio pasado, la compañía produjo 3 millones de barriles diarios de productos equivalentes al petróleo, el 3 % menos que en el año anterior.

En ese contexto, el flujo de caja libre anual de Chevron en 2022 se elevó a unos U$S 37.600 millones, un 78 % más que los 21.100 millones con los que cerró el ejercicio 2021.

La compañía también anunció la aprobación de un programa de recompra de acciones por U$S 75.000 millones.

Los resultados tuvieron una acogida negativa en bolsa, ya que fueron más flojos de lo esperado por lo analistas y las acciones de Chevron caían casi un 4 % esta mañana. En el último año se han revalorizado un 53 %. Tras el anuncio de sus resultados, las cifras ofrecidas por el gigante petrolero no terminaron de convencer a los inversores y en las operaciones electrónicas previas a la apertura de Wall Street, sus acciones bajaban un 1,22 %. 

Washington otorgó una licencia a Trinidad y Tobago para explotar un importante yacimiento de gas situado en el lado venezolano de la frontera marítima con el país insular, confirmó el primer ministro del gobierno de la isla, Keith Rowley.

“EE.UU. aprobó el desarrollo del campo Dragon de Trinidad y Tobago, a través de una exención de sanciones de la OFAC con términos específicos por finalizar”, para lograr el relajamiento de algunas de las medidas coercitivas unilaterales contra Caracas.

De acuerdo con la licencia emitida por el Departamento del Tesoro de EE.UU., Trinidad puede participar en el desarrollo del yacimiento Dragon, que tiene unos 119.000 millones de m3 de reservas, y exportar su gas. El proyecto se puso en marcha hace más de una década, pero se paralizó por falta de capital y socios, así como por las sanciones estadounidenses contra las compañías estatales venezolanas.

Rowley, que solicitó la licencia a mediados de 2022 y obtuvo la aprobación tras mantener conversaciones con altos funcionarios estadounidenses, entre ellos el presidente Joe Biden, declaró que su país espera tener acceso a casi 10 millones de m3 de gas al día.
Dijo además que el levantamiento de las sanciones implicará el alivio a las restricciones para el desarrollo del campo de gas Dragon, por lo que “todas las partes relevantes pueden avanzar en los planes para que el gas natural de Venezuela fluya eventualmente desde estas reservas probadas a Trinidad y Tobago y luego al Caribe, Europa y otros mercados”.

Esta semana, un alto funcionario estadounidense señaló a Reuters que “no se permitirá” que el gobierno del presidente Nicolás Maduro “reciba ningún pago en efectivo de este proyecto”, y garantizó que todas las sanciones estadounidenses contra Caracas se mantendrán sin cambios.

Rowley, por su parte, propuso el miércoles que Trinidad y Tobago pague por el gas venezolano con suministros humanitarios, como alimentos y medicinas. “Ya lo hemos hecho antes. Compramos el gas y lo pagamos de diversas maneras”, dijo al referirse a los anteriores suministros de productos humanitarios de la nación insular a Venezuela, por un valor de 50 millones de dólares, aproximadamente.

Sonatrach, estatal argelina de hidrocarburos, anunció un importante potencial hidrocarburífero en el yacimiento de Lias Carbonate -LD2- en el perímetro de explotación de Hassi R’Mel.

Este descubrimiento elevará la producción del yacimiento a 8 millones de m3 diarios de gas durante los primeros meses de este año y se estima que a finales de 2023 alcancen los 15 millones de m3.

Sonatrach anunció el descubrimiento del citado yacimiento en junio pasado con un volumen entre 100.000 y 340.000 millones de metros cúbicos condensados, el mayor encontrado en veinte años.

Estos volúmenes constituyen una de las mayores revalorizaciones de reservas ocurridas durante los últimos 20 años.

La economía argelina depende principalmente de los hidrocarburos que suman el 96% de sus exportaciones totales y hasta este año fue el principal proveedor de gas de España y sigue siendo uno de los suministradores principales a Europa.

Argelia, cuya economía depende principalmente de los hidrocarburos, está en la mira de los países europeos que buscan diversificar sus fuentes energéticas ante la dependencia del gas ruso desde que comenzara la invasión de Ucrania.

Ante la creciente demanda mundial de urea, la segunda planta de este fertilizante es uno de los megaproyectos de industrialización que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) comenzará este año con la realización de los estudios y diseños de ingeniería. Se proyecta que en 20 años consumirá 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de gas natural.

“Tenemos como meta la construcción de la segunda planta de urea, estamos analizando los pormenores (…). Apuntamos a que tenga el doble de la capacidad que tiene la Planta de Amoniaco y Urea (PAU) y convertir a Bolivia en un hub (concentrador) de fertilizantes”, indicó Armin Dorgathen, presidente de YPFB.

En la actualidad la PAU, ubicada en Bulo Bulo-Cochabamba, tiene una producción de 364,6 miles de toneladas métricas anuales de urea. Además, su alta calidad le ha permitido ganar rápidamente mercados (Argentina y Brasil) que se habían perdido en 2020 y hoy la demanda crece desde Paraguay, Brasil, Argentina y países de Europa, entre otros, que buscan adquirir el producto boliviano.

“Un ejemplo de la demanda y la oportunidad es que tenemos a Brasil, que es un monstruo de consumo. Existe una amplia demanda de mercado ya que 10 plantas de urea, como la PAU, abastecerían solo al estado de Mato Grosso”, precisó.

La urea, además de demostrar el éxito de la industrialización, es un ejemplo claro de seguridad alimentaria. “La urea como fertilizante nos garantiza alimentos y no solo para Bolivia sino para la región por eso iniciamos, esta gestión, con la ingeniería para la construcción de la segunda planta y ser proveedores de la región”.

CONSUMO

El prestigio de la urea boliviana además de trascender fronteras se posiciona en Bolivia con datos sobresalientes. El producto nacional redujo en 99% las importaciones del fertilizante en el mercado interno aportando a la producción del agro en el país.

Ante ello, la segunda planta de urea es una necesidad y este proyecto formará parte de un Complejo Integral de Petroquímica. A la fecha, se gestiona la contratación del estudio de Ingeniería PRE-FEED. “En la gestión 2022, la Gerencia de Ingeniería, Proyectos e Infraestructura de YPFB realizó el estudio de ingeniería conceptual para esta segunda planta de Urea. Tenemos una alta demanda del fertilizante, en el país como fuera de él, por lo que seguiremos industrializando el gas para ofrecer nuestra urea al mundo”, precisó la autoridad. 
Para comenzar este proyecto, se tiene previsto licitar el estudio durante esta gestión. El costo de la etapa de pre inversión es de U$S 1.290 millones de los cuales se ejecutarán U$S 1.1000 millones durante este año.

Dorgathen se refirió al gas que se va a utilizar para esta segunda planta de urea, que proyecta un consumo de 1 TCF en 20 años, hidrocarburo con el que contamos. Además, la estatal petrolera desarrolla el plan exploratorio para una mayor producción de gas.

El presidente Alberto Fernández participará el próximo lunes (30/1) de la puesta en operación del cierre del Ciclo Combinado en la Central Térmica Ensenada de Barragán, ubicada en la localidad de Ensenada, Provincia de Buenos Aires, lo cual implica aumentar en el 50 por ciento la capacidad instalada en esta usina generadora, llevándola hasta los 847 megavatios.

El proyecto de cierre del Ciclo Combinado demandó una inversión de 250 millones de dólares, a cargo de Pampa Energía e YPF, al 50 por ciento cada una. En el pico máximo la obra demandó 1.900 puestos de trabajo.

Actualmente está compuesta por dos turbinas de gas Siemens, habilitadas en 2012, que suman 567 MW. Esta central térmica tiene la posibilidad de consumir gas natural o gas oil, por lo que cuenta con dos tanques de almacenamiento con una capacidad combinada de 45.000 metros cúbicos. El cierre a ciclo combinado implicó la habilitación de una turbina de vapor Siemens de 280 MW.

Desde 2013 a 2021, la generación media anual histórica de CTEB fue de 1.287 GWh, con un máximo de 2.093 GWh en 2016 y un mínimo de 255 GWh en 2020.

Pampa opera CTEB hasta julio de 2023, turnando con YPF S.A. la operación cada 4 años y posee una participación del 50% sobre el capital accionario de CTBSA (CT Barragán S.A.), sociedad cuyo único activo es CTEB.

El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni, encabezó una reunión junto con gremios y operadoras petroleras en esa provincia para analizar la situación operativa y de producción convencional en la Cuenca Golfo San Jorge.

El encuentro se realizó en el hotel Austral de Comodoro Rivadavia y el mandatario comprometió gestiones que permitan sostener el empleo en la Cuenca, incluyendo una legislación específica, como también el otorgamiento de beneficios a las empresas que decidan invertir en la región. Brindó un fuerte respaldo a la producción terciaria y a la proyectada nueva Ley de Hidrocarburos.

El gobernador aseguró que “las inversiones están garantizadas”, y reconoció la desigualdad que se produce en materia de costos e inversiones respecto del yacimiento neuquino (no convencional) de Vaca Muerta.

“Todos festejamos lo que es este yacimiento para el país, pero lo cierto es que la Cuenca del Golfo era la que hasta hace un par de meses, más exportaba y la que canalizaba el mayor volúmen de inversiones”, dijo el Gobernador, y señaló que la proyección indicaba para este año un total de 1.300 millones de dólares.

Arcioni reconoció que la decisión de empresas de servicios especiales de migrar en busca de mejores mercados generó un déficit que afecta la producción regional. “Se están yendo por una razón de conveniencia económica, pero para eso tienen que respetar los acuerdos y los contratos que a su vez, tienen con las operadoras. Esto implica que haya menos puestos de trabajo”, admitió.

Además, destacó el encuentro con representantes de los Sindicatos del Petróleo y Gas Privado como del Personal Jerárquico Petrolero que transmitieron su preocupación a las autoridades provinciales, y con los representantes de las empresas que operan en la región.

“Es una alerta que nos dice hacia dónde tenemos que ir con los gremios y las operadoras, con los secretarios Jorge Ávila y José Llugdar abordaremos estos temas junto a autoridades del Gobierno nacional y vamos a estar trabajando sobre una serie de puntos que para la Provincia son estratégicos”, detalló.

Adelantó que se avanzará sobre una ley que promueva la permanencia de las empresas en la provincia de Chubut con un esquema de “Compre Local” que incluiría beneficios como así también la generación de incentivos en materia de regalías para los casos de nuevas inversiones.

“Es un programa que ya tenemos vigente a través del Gobierno provincial y que contempla una reducción de las regalías para la operación en los yacimientos maduros. Para toda inversión adicional trabajaremos en la baja de regalías”, afirmó.

“Asimismo –destacó Arcioni- trabajaremos con el gobierno Nacional sobre los derechos de importación que tienen los polímeros para seguir potenciando la operación terciaria que en gran parte ha aportado para que se obtengan récords de producción. Debemos ver los costos porque lo que se obtiene en terciaria se exporta y es lo que más beneficia a la provincia. También trabajaremos sobre la nueva Ley de Hidrocarburos a nivel Nacional que se retomará este año con los planteos que vamos a llevar desde provincia”.

AUMENTO DE COSTOS

El ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá sostuvo que el principal foco de la reunión resultó la situación de las empresas de servicios especiales que atienden las operaciones una vez finalizadas la perforación en el pozo y expresó: “Obviamente se habló de la gran demanda que hay en Vaca Muerta producto de estos servicios. Y del mismo modo que estas empresas puedan traer más equipamiento”.

“La Ley de Hidrocarburos fue una de las ideas que el gobernador se comprometió en analizar y vamos a armar un borrador pensando en la previsibilidad. A nivel provincial buscaremos promocionar proyectos adicionales de las operadoras para bajar regalías porque pretendemos que la actividad continúe”, manifestó Cerdá.

El ministro indicó que las operadoras asumieron el aumento de los costos producto de la inflación y consideró clave que, en el lapso de los próximos seis meses, se coordinen acciones que permitan el sostenimiento de la principal actividad económica regional.

“La excensión de regalías es una de las alternativas que tenemos que trabajar, tuvimos cuatro proyectos aprobados que hoy están activos y vamos a analizar el margen para desarrollar este año”, sostuvo.

Por su parte, Jorge Ávila, secretario general del Sindicato Petrolero Chubut advirtió un panorama “incierto” para la industria hidrocarburífera teniendo a junio como fecha de referencia. “Estamos trabajando fuertemente para revertir la situación, quedamos con el gobernador en hacer una mesa en los primeros días de febrero y juntarnos con el ministro de Economía para explicar lo que ocurre en la cuenca”.

“El primer paso que se da es que las empresas se van por los contratos que tienen en Neuquén”, y anticipó que empresas como Tecpetrol y San Antonio “obligarán a volver a los equipos que se fueron”.

“Hay que plantear la Ley de Hidrocarburos que es lo que buscamos todos ya que permitirá entre otras cosas que las operadoras que inviertan en Vaca Muerta estén obligadas a mantener la actividad en los yacimientos no convencionales”, refirió Avila.

Insistió en la necesidad de explorar nuevos yacimientos offshore como alternativa, y señaló que “el Gobierno Nacional es el que más dinero se lleva de la Ley de Hidrocarburos y gana con las exportaciones. Tenemos que recurrir a golpear todas las puertas y decir que necesitamos inversión y maquinarias. La producción en Chubut es igual al récord que tuvimos en el año 2022 pero no se nota cuando ese dinero no se vuelve a invertir en la cuenca”, señaló.

Participaron del encuentro el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque y Sebastián Balochi, de Sarmiento, el presidente de Petrominera, Héctor Millar, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas del Chubut, Jorge Ávila; José Llugdar, del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, el diputado provincial, Carlos Gómez.

Por las operadoras participaron Daniel Masaccesi de PAE, Rodrigo Ramazzioti, Horacio García por YPF, Mauricio Martin, Gustavo Astié, por CAPSA, Flavio Tuvo; por Tecpetrol, Horacio Pizarro; por Capetrol, Javier Merkler, por Petrolera Colhue Huapi, Alberto Dorado, y por CRI Holding, Pedro Arias.

El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas, solicitadas por CAMMESA, para la provisión de gas con destino a usinas generadoras.

La primera fue la tradicional subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural para febrero 2023 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.

Se presentaron 16 ofertas por un volumen total de 2.850.000 metros cúbicos diarios, con un Precio Promedio Ponderado de U$S 2,16 el millón de BTU puesto en el Punto de Ingreso al Sistema de ductos, y un ppp de U$S 2,45 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

De las 16 ofertas un total de 3 fueron realizadas por productores en Neuquén, por un volumen de 650 mil m3/día y precios PIST de entre 2,18 y 2,30 dólares el MBTU. El precio en GBA oscila entre 2,39 y 2,51 dólares el MBTU.

Desde la cuenca Noroeste se realizaron 4 ofertas por un total de 600 mil m3/día a precios PIST de 2,16 y 2,17 dólares el MBTU, y U$S 2,44 puesto en el GBA.

Otras 3 ofertas fueron desde Tierra del Fuego, por 400 mil m3/día y precios PIST de 2,03 y 2,04 dólares el MBTU, y U$S 2,45 puesto en el GBA.

Desde Chubut llegaron 5 ofertas, por un total de 1 millón de m3/día y precios PIST de entre 2,16 y 2,20 dólares el MBTU, y precios en el GBA de entre 2,46 y 2,49 dólares el MBTU.

La última oferta llegó desde Santa Cruz, por 200 mil m3/día y precio PIST de 2,06 y 2,46 dólares puesto el gas en el GBA.

Con posterioridad el MEGSA realizó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales. Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

En este caso se recibieron 17 ofertas, por un volumen total de 22.700.000 m3/día a un PPP de U$S 2,84 el MBTU.

Doce ofertas llegaron desde Neuquén, por un total de 11.200.000 m3/día y precios de entre 2,15 y 3 dólares el MBTU.

Otras 3 ofertas fueron desde Tierra del Fuego, a precios de entre U$S 2,77 y U$S 2,81 el MBTU pou un volumen diario de 9 millones de metros cúbicos.

Desde Santa Cruz se anotó una oferta de 1 millón de m3/día y un precio de U$S 2,83 el MBTU.

La última oferta llegó desde Chubut, fue por 1,5 millón de m3/día y un precio de U$S 2,88 el MBTU.

Nucleoeléctrica Argentina informó la recepción de ofertas “por mas de 30 millones de dólares” en la licitación del primer tramo del Fideicomiso Financiero Solidario de Infraestructura Pública NASA IV, destinado a la obtención de fondos para el financiamiento de dos obras de infraestructura energética: la extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I y la construcción del segundo almacenamiento en seco de elementos combustibles gastados del Sitio Atucha.

El presidente de NA-SA, José Luis Antúnez, destacó al respecto que “esta inversión productiva nos llena de entusiasmo, ya que nos permite avanzar en el desarrollo de proyectos de energía nuclear estratégicos para el país, que tienen un impacto positivo en el crecimiento industrial nacional y en el aporte del país a la lucha contra el cambio climático”.

La ejecución de estos proyectos permitirá mantener la participación nuclear en la matriz energética argentina y asegurará la generación de energía limpia y confiable para un millón de personas por 20 años.

Asimismo, las obras de prolongación de la vida útil de Atucha I impulsarán el empleo a través de la generación de 2.000 puestos de trabajo, necesarios para llevar a cabo las tareas previstas entre 2024 y 2026, se indicó.

Ambas actividades también brindarán oportunidades para el desarrollo de proveedores nacionales calificados e incrementarán las capacidades tecnológicas e industriales del país con la potencialidad de ser exportables en un futuro cercano.

Por otra parte, los proyectos contribuirán a alcanzar el objetivo ambiental de descarbonización de la atmósfera, dado que las centrales nucleares permiten generar grandes cantidades de energía de manera continua y sin emisiones de gases de efecto invernadero.

Por esta razón, el aporte de la energía nuclear resulta clave tanto en la lucha contra el cambio climático como en el camino hacia la transición energética.

A modo de ejemplo, se explicó que la generación neta de las centrales nucleares argentinas durante los años 2021 y 2022 permitió el ahorro de más de ocho millones de toneladas de CO2.

Nucleoeléctrica Argentina produce energía eléctrica mediante la operación de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse. La potencia instalada total de sus tres plantas es de 1.763 MWe.

Además de operar las plantas y comercializar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) la energía producida, NA-SA está a cargo del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la eventual construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional.

“Sus actividades están sujetas a los más altos estándares de seguridad y se encuentran fiscalizadas a través de rigurosos controles. La energía nuclear contribuye al cuidado del medioambiente por no generar gases (CO2) ni partículas causantes del efecto invernadero durante su operación”, se afirmó.

La Secretaria de Energía, Flavia Royon, destacó en relación al volumen de petróleo no convencional producido en el país que “alcanzó los 282 mil barriles diarios, el pico más alto de su historia”.

Asimismo señaló que “los números de la producción total de petróleo correspondientes a diciembre último expresan el sostenido incremento de la actividad en la Argentina”.

Al respecto, se destaca la cifra de 622.500 barriles diarios, que representa la mayor producción total desde el año 2009. Esto supone un incremento de 0,8 % con respecto a noviembre y un aumento del orden del 11,2 % en la comparación interanual para diciembre, describió Royón.

“La otra dimensión destacable de ese total es la participación del petróleo no convencional en esta escalada productiva. En particular, el shale oil contribuyó con 282.400 barriles diarios y marcó un nuevo récord histórico”, destacó.

De esta forma, el volumen del crudo no convencional en diciembre fue 2,1 % superior al del mes de noviembre y cristalizó un incremento de 32,9 % respecto a la producción de diciembre 2021.

“Fuimos elevando la vara mes a mes y rompiendo récords de producción no convencional durante todo el año, y este diciembre que pasó no fue la excepción. Junto al Ministro (de Economía) Sergio Massa estamos convencidos que las subas en los volúmenes de petróleo (no convencional) potencian la cadena de valor, generando más empleo genuino y mayor ingreso de divisas para el país” dijo la funcionaria que llegó con Massa al gobierno en agosto.

Estos números reflejan la consolidación del aporte de la producción no convencional al conjunto de la actividad hidrocarburífera de la Argentina, que representó un 45 % de la producción de petróleo total, se indicó.

A su vez, dentro de esa participación, sigue ascendiendo la actividad proveniente de la formación Vaca Muerta: con 276.500 barriles diarios, alcanzó un incremento de 2,3 % respecto de noviembre último y conformó un alza del 33,9 % en relación a diciembre de 2021, puntualizó.

YPF informó que se va a continuar aceptando el pago con tarjeta de crédito en toda su red integrada por más de 1.600 estaciones de servicio en todo el país, y que no se registró inconveniente alguno con esta modalidad de pago.

La totalidad de la red de estaciones de servicio de YPF -propia y abanderada– cuenta con el beneficio de acreditación anticipada de las operaciones efectuadas con las tarjetas VISA y MASTERCARD. Esto permite que los operadores reciban la acreditación en un plazo de 48 horas hábiles. Además, disponen de un arancel de transacción bonificado del 1,3 % en el marco de un acuerdo de YPF y la empresa de procesamiento de datos, describió la compañía con mayor participación en el mercado local de combustibles.

“De esta manera, la compañía asegura la rentabilidad de los operadores de las estaciones de servicios y les facilita a sus clientes la compra de combustible a través de la aceptación de todas las modalidades de pago, entre otros beneficios”, afirmó.

El Interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, Walter Martello, sostuvo que “El Estado no puede ni debe renunciar al poder tarifario”, invocó el derecho a la asequibilidad de los servicios públicos, se refirió a la implementación de esquemas de subsidios en otros países latinoamericanos, y recordó los fundamentos del régimen sancionatorio establecido en la ley 24.065 (marco regulatorio) vigente en la Argentina.

Lo hizo al participar de la Audiencia Pública virtual convocada para analizar las propuestas que EDENOR y EDESUR presentaron con miras a una adecuación tarifaria transitoria, dentro del proceso de Revisión Tarifaria Integral, y con carácter previo a fijar las tarifas definitivas del servicio público de distribución de energía eléctrica.

Las empresas puntualizaron que afrontan fuertes rojos operativos, y que en los últimos tres años, se les autorizaron dos aumentos acumulados de 32%, mientras que la inflación en el mismo lapso superó el 300 por ciento, y que tienen las tarifas más bajas del país y también de la región.

El Interventor del Ente Regulador sostuvo que “nuestro interés está en la economía real, en que las tarifas se ubiquen dentro de la verdadera capacidad de pago de los usuarios del servicio, y que abonar dicho servicio no implique un esfuerzo excesivo sobre la economía familiar”.

Martello reivindicó el régimen sancionatorio vigente en nuestro país, que posee -no un carácter represivo- sino una naturaleza contractual y un propósito reparador y retributivo. “El objeto de las sanciones contenidas en los contratos de concesión y en la Ley Nº 24.065 no pretende ser un castigo, sino incentivar a la concesionaria para que cumpla los niveles de inversión que aseguren la calidad y eficiencia de la prestación del servicio brindado”, explicó.

La regulación argentina le confiere a nuestro Estado un poder tarifario irrenunciable. Por eso, sostuvo el funcionario, “las distribuidoras no van a obtener la tarifa que piden, sino aquélla que los usuarios pueden pagar en el actual contexto económico y social”. De hecho, prosiguió, “evaluamos la posibilidad de realizar una nueva audiencia pública de adecuación tarifaria en el cuarto trimestre de este año”.

Martello adelantó que el ENRE les exigirá a EDENOR y EDESUR “un plan de inversiones que garanticen un servicio eficiente y de calidad”, y que estas presentaciones “serán analizadas por distintas áreas del organismo y auditadas para que las obras se concreten en tiempo y forma”. Luego precisó: “Avanzaremos con este control de calidad en las zonas donde la afectación en alimentadores se mantenga por más de un semestre”.

En este punto, el funcionario advirtió que las interrupciones del servicio eléctrico afectan la seguridad, la salud, la economía -en síntesis, la calidad de vida de la población.

Con un consumo record en diciembre, el año 2022 registró un ascenso interanual de la demanda de energía eléctrica de 3,7 %. Además, ese mes creció 4,6 % interanual , alcanzó los 13.024,7 GWh, y marcó un record de potencia con 28.283 MW el 06 de diciembre de 2022 a las 14:43 , describió el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En este sentido, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una suba de la demanda de 4,1% en diciembre.

LOS DATOS DE DICIEMBRE

En diciembre de 2022, la demanda neta total del MEM fue de 13.024,7 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2021, había sido de 12.451,7 GWh1 . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 4,6 por ciento.

En ese mismo mes se registró un crecimiento intermensual del 15,1 %, respecto de noviembre de 2022, cuando alcanzó los 11.319,3 GWh. Además, se registró una potencia máxima de 28.283 MW, el 06 de diciembre de 2022 a las 14:43, record histórico.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, alcanzó el 48 % del total país con una suba de 5,8 % respecto al mismo mes del año 2021. En tanto, la demanda comercial de electriciad subió 3,1 %, siendo 28 % del consumo total, y la demanda industrial sumó otro 24 %, con un ascenso en el mes del orden del 3%, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2022) 3 meses de baja (marzo de 2022, -1,5 %; septiembre, -0,6 %; y octubre de 2022, -2,2 %) y 9 meses de suba (enero de 2022, 9,4 %; febrero, 4,7 %; abril, 3,4 %; mayo, 6,8 %; junio, 8,5 %; julio, 1,9 %; agosto, 1 por ciento; noviembre, 7,2 %; y diciembre de 2022, 4,6 %). El año móvil (últimos doce meses) presentó una suba del 3,6 por ciento.

Por otro lado, los registros anteriores muestran que el consumo de enero de 2022 llegó a los 13.058,8 GWh; febrero, 10.561,2 GWh; marzo, 10.884,5 GWh; abril, 10.149,1 GWh; mayo, 11.730,9 GWh; junio, 13.073,8 GWh; julio, 12.638,9 GWh; agosto, 11.781,4 GWh; septiembre, 10.310,02 GWh; octubre, 10.217,09 GWh; noviembre, 11.319,3 GWh; y, por último, diciembre de 2022 alcanzó los 13.024,7 GWh.

DATOS DE TODO EL 2021

En base a datos aun provisorios, durante 2022, la demanda neta total del MEM fue de 138,7 TWh; mientras que, en el 2021, había sido de 133,8 TWh2. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 3,6 por ciento.

Por otro lado, y en cuanto a la desagregación por tipo de usuario, el informe describe que el consumo residencial representó 45,7 % y creció 3,9 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,7 % y subió 4,4 %. Por último, el consumo industrial llegó al 26,6 % y aumentó 1,9 % i.a.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre último, 4 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-6 %), EDES (-4 %), Santa Cruz y Entre Ríos (-1 %).

Por su parte, 23 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (27 %), La Pampa (14 %), San Juan (12 %), Mendoza (11 %), Córdoba, Jujuy y San Luis (7 %), Formosa, Chaco y La Rioja (6 %), Tucumán y EDEN (5 %), Catamarca, EDELAP y Santa Fe (4 %), Corrientes, Salta y Santiago del Estero (3 %), EDEA (2 %), Neuquén y Río Negro, 1 %), entre otros.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 4,1%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 3,7 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió el 4,5 %. En el resto del país subió el consumo 5,3 por ciento.

TEMPERATURA

En cuanto a las temperaturas ambiente, el mes de diciembre de 2022 fue más caluroso en comparación con diciembre de 2021. La temperatura media fue de 25.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25 °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 último la generación hidráulica se ubicó en los 2.880 GWh contra 1.960 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 47 por ciento.

Si bien los caudales hídricos se encuentran por debajo de sus valores históricos para el periodo, se observa un aumento en las principales cuencas comparado con el mismo mes del año anterior.

Con un despacho térmico menor, el consumo de combustible terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos se produjo una suba, mientras que en el gas natural tuvo un consumo menor.

Así, en el año 2022 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 55,72 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron a satisfacer el 20,17 % de la demanda, las nucleares proveyeron 5,09 %, y las generadoras de fuentes alternativas 13,18 % del total. Por otra parte, la importación satisfizo el 5,85 % de la demanda.

El presidente de Brasil, Luiz Inacio “Lula” Da Silva afirmó que “vamos a crear las condiciones para aportar al financiamiento” del proyecto de construcción del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, en su Etapa II.

La declaración fue en respuesta a una consulta periodística en Casa Rosada junto al presidente anfitrión, Alberto Fernández, al aludir a la política de financiamiento del Banco Nacional de Desarrollo BNDS.

Se trata de la proyectada continuación del GPNK cuya Etapa I está en construcción para transportar gas natural producido en Vaca Muerta (Neuquén) desde Tratayén hasta Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires.

En la segunda etapa el ducto se extenderá hasta el sur de Santa Fe para allí empalmar con el GNEA y llegar hasta la frontera con Brasil, que necesita provisión de gas argentino para suplir el gas de Bolivia, cuya producción esta mermando.

De hecho, la Argentina también tendrá un menor suminstro de gas boliviano este año, y está activando la reversión del Gasoducto Norte para inyectar allí el gas de Vaca Muerta.

En este contexto, el ministro de Economía argentino, Sergio Massa, afirmó luego de reunirse con su par brasileño, Fernando Haddad, que “el desafío que tenemos que recorrer juntos es el de la integación energética y que el gas de Vaca Muerta llegue a Brasil para que los brasileros puedan acceder al volumen de gas que necesitan para el desarrollo industrial”.

Massa destacó la firma de memorandums de entendimiento con Brasil en materia comercial, financiera, y energética. Y sobre este último aspecto señaló que a su vez la Argentina tendrá “la oportunidad de exportar parte de lo que es el recurso (gasífero), nuestra riqueza del subsuelo que se encuentra subexplotado por falta de infraestructura”, en alusión al tramo II del GPNK.

La intención del ministerio de Economía es activar la licitación del GPNK Etapa II (proyecto a cargo de ENARSA) en el segundo semestre de este año.

Bertotto Boglione, la empresa de Marcos Juarez, proveerá el desarrollo Qubic, un proyecto internacional en el norte de nuestro país, con su estación portátil de combustible.

El observatorio QUBIC es un desarrollo internacional que busca el origen del universo y las huellas del big bang, el único en el mundo por sus avanzadas características y se encuentra ubicado a 4.980 metros sobre el nivel del mar en el paraje salteño “Altos
Chorrillos”. El proyecto servirá para medir señales del cosmos a 13.800 millones de años en el tiempo.

Un gran hito marcado por la tecnología y la innovación en donde Bertotto Boglione tiene la gran responsabilidad de brindarle el depósito de energía para su funcionamiento constante, por lo que provee al desarrollo con su estación portátil para almacenamiento y despacho de combustible líquido con capacidades de 20 m3 de trabajo.

Además, la estación está compuesta por un tanque simple pared aéreo de formato cilíndrico horizontal; una batea de contención principal totalmente recubierta para condiciones climáticas nevadas, con capacidad superior al 10 % del volumen de almacenamiento total del tanque y un kit de despacho en el frente compuesto por una batea de contención secundaria con estructura de soporte para el equipo de trasiego.

“Cuando acompañamos estos grandes proyectos, Bertotto Boglione demuestra no sólo su liderazgo en calidad sino también la adaptación que tenemos como empresa para brindar soluciones a la medida de nuestros clientes” señala Carlos Robotti, asesor comercial de la empresa. “En estos 75 años, Bertotto Boglione acompaña proyectos innovadores, con los cuales nos sentimos orgullosos de la marca y los clientes que nos eligen” cierra.

Bertotto Boglione se encuentra en la localidad de Marcos Juárez, Córdoba y se encuentra próxima a cumplir sus 75 años en el mercado, con un fuerte liderazgo acompañado por calidad, tecnología e innovación que demuestra en cada proyecto que acompaña desde 1948.

Con el objetivo de encarar cuanto antes los trabajos de reversión del Gasoducto Norte para suministrar gas de Vaca Muerta al noroeste del país, e incluso su exportación regional, la Secretaría de Energía hizo lugar a la solicitud de Transportadora de Gas del Norte (TGN) para que, previa intervención del Ente Regulador ENARGAS, construya, instale y ejecute las obras necesarias.

Tales obras integrarán un Plan de Inversiones Obligatorias a cargo de TGN, cuyo detalle deberá presentar al ENARGAS, previo a la suscripción de una Adenda al Acuerdo Transitorio de Renegoción Tarifaria en curso para este rubro.

A través de la Resolución 17/2023 ahora oficializada, Energía instruyó además al Ente Regulador “a contemplar e incluir en la próxima adecuación tarifaria de transición ordenada por los Decretos 1020/20 y 815/22, un Plan de Inversiones Obligatorias a cargo de Transportadora de Gas del Sur (TGS)”, previo a la suscripción de la Adenda al Acuerdo Transitorio de Renegociación tarifaria para el item transporte, cuyo tenor se está evaluando.

En los considerandos de la R-17 se explica que TGN, en su carácter de Licenciataria del Servicio de Transporte de Gas Natural – Gasoducto Norte, presentó el 12 de enero último un pedido de autorización para construir, instalar, ejecutar y financiar con fondos propios, o contrayendo deuda financiera, obras sobre el Gasoducto Norte -operado por esta Licenciataria- que tienen por objeto aumentar la capacidad de reversión del sentido de su flujo, lo cual forma parte de la obra Reversión del Gasoducto Norte del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”.

Según lo informado por TGN, en atención al plazo de ejecución de las obras, y dada su eventual finalización y puesta en marcha durante el próximo período invernal, “ha propuesto que aquellas se contemplen en la próxima adecuación tarifaria de transición ordenada por el Decreto 815/2022”, que se encuentra llevando adelante ENARGAS.

“Al respecto, destaca la Resolución, se han evidenciado importantes incrementos en la inyección de gas natural producto de la ejecución del “Plan Gas.Ar” durante los años 2021 y 2022, en particular en la cuenca Neuquina”, lo que explica la necesidad de ejecutar estas obras lo antes posible.

Se señala además que “considerando que las estimaciones del sector prevén un incremento en la producción de gas natural para los próximos meses, dado el éxito alcanzado en la ronda de concursos públicos de adjudicación convocadas (en noviembre último) por la Secretaría, resulta prioritario y urgente la realización de proyectos de infraestructura para ampliar el sistema y capacidad de transporte de gas natural, evitando congestionamientos que impidan capitalizar nuevas inversiones en el desarrollo gasífero, debiendo contar para ello con todas las herramientas de financiamiento que sean necesarias para su ejecución”.

El detalle de la obra a encarar por parte de TGN implica la Reversión del Gasoducto Norte Etapas I y II.
Se adecuarán las plantas compresoras Leones y Tío Pujio y habrá obras de confiabilidad en gasoducto Norte (tramos 10 y 11). Esto comprende nuevas líneas de 24″ y 30″, con sus respectivas válvulas de succión y descarga y sistemas de presurización. Conexionado y programación de sistemas lógicos de control. Adecuaciones del sistema de iluminación y obras civiles.

También, prueba hidráulica en Tramo 10 para poder operar el ducto a una presión de 61 ,7 kg/cm2. y prueba hidráulica en Tramo 11, en dos secciones para poder operar el ducto a una presión igual a la antes descripta. Incremento de la presión operativa en Tramos 10 y 11.

Asmimismo, la R-17 señala que “en virtud de las obras que realizará TGN con carácter obligatorio, corresponde exigir a la firma TGS que realice también obras con carácter obligatorio, de forma tal que ambas licenciatarias tengan un mismo incremento tarifario en sus actualizaciones transitorias”.

En la reunión de Directorio realizada en diciembre último se designó al ingeniero Gerardo Gómez en la posición de Gerente General de la compañía.

Inició su carrera en Naturgy hace casi 30 años, es ingeniero químico y se ha desempeñado en varias posiciones en las áreas de Operaciones, Comercial y Controlling en Naturgy BAN, y también en posiciones de responsabilidad en el ámbito internacional, donde el grupo multinacional está presente, se informó.

Gómez ocupó el cargo de Country Manager en Perú, y cargos de responsabilidad en las dos principales sedes del Grupo en España. Desde febrero de 2021 a la fecha, se desempeñó como Gerente General de Gasnor, distribuidora de gas natural por redes del noroeste argentino.

Asimismo, el Gerardo Gómez fue designado Country Manager de Naturgy para Argentina, grupo que en el país es accionista mayoritario de Naturgy BAN S.A, Gasnor S.A y Energía San Juan, la distribuidora de energía eléctrica de la provincia de San Juan.

Naturgy BAN S.A. es la segunda distribuidora de gas natural por redes de la Argentina, que desde el año 1992 brinda su servicio en 30 partidos de la zona norte y oeste de la provincia de Buenos Aires, con más de 1.629.000 clientes residenciales, 47.600 comerciales, 900 industriales y la extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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

El miércoles 25 tendrá lugar en Comodoro Rivadavia la reunión convocada por el gobierno de Chubut con representantes de las compañías productoras, empresas proveedoras de servicios petroleros, y sindicatos de base y jerárquicos para analizar la situacion actual y las perspectivas de la actividad hidrocarburíefera en la provincia.

Son principales operadoras en el Golfo San Jorge y aledañas YPF, PAE, y Tecpetrol, y ninguna de estas tiene pensado desatender sus respectivas producciones en esta zona, dotada de reservorios convencionales maduros.

No descartan inversiones para explorar en procura de reservorios No convencionales en esta provincia, pero por lo pronto calculan las que deberán realizar (con técnicas de recuperación secundaria y terciaria) para al menos mantener los niveles de producción del 2022.

YPF está ultimando los detalles de sus inversiones globales 2023, y no desatenderá Chubut, tal como lo anunció hace una par de semanas su CEO Pablo Iuliano. Lo mismo para Tecpetrol , y para PAE, a pesar de estar todas desarrollando fuertes inversiones en áreas No convencionales en Vaca Muerta (NQN).

En el caso de PAE, resulta que tiene en la CGSJ el corazón de sus negocios, su principal activo (80 por ciento de su producción) , a pesar de que la cuenca presenta un declino del 18 por ciento anual. Ello implica que incluso deberá invertir más para mantener niveles de producción. A nivel país PAE ha invertido en promedio U$S 1.200 millones anuales en el último quinquenio.

Pero lo que encendió luces amarillas entre los sindicatos de trabajadores petroleros es la actitud de varias empresas proveedoras de servicios especiales (fractura, cementación) de trasladar sus equipos desde GSJ hacia Vaca Muerta, donde está garantizada una actividad cada vez mas intensa.

Por ello, el Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, se refirió hace la semana pasada a “la crítica situación en los Yacimientos del Golfo San Jorge”, y dijo que “la voracidad de Vaca Muerta hará que las peleas sean más intensas”. Aclaró que “si las negociaciones no tienen éxito, habrá movilizaciones en todo Comodoro”.

Avila mantuvo reuniones con el Gobernador Arcioni, y con el Intendente comodorense, Juan Pablo Luque. Los Petroleros impulsan una mesa “para defender la Cuenca por sobre todas las cosas”.

En este contexto Avila señaló que “hicimos un gran trabajo esta semana arreglando situaciones que se presentaron con distintas empresas, por ejemplo ayer (por el martes 17) tuvimos un conflicto grande con San Antonio porque quería llevarse las motobombas a Neuquén y nosotros como Gremio no los dejamos, porque si se las llevan indudablemente no vamos a tener fractura en un tiempo largo en la región”.

“Lamentablemente la voracidad que tiene Vaca Muerta no lo vamos a poder controlar nosotros, por eso las peleas se van a hacer más intensas”, indicó ‘Loma’ Avila, quien destacó que “están intentando llevarse toda la maquinaria de Comodoro Rivadavia”.

“Las fracturas en Comodoro cayeron y eso es lo que hace que las empresas se vayan porque no hay laburo”, afirmó el dirigente.

Desde el gobierno provincial se procura preservar la paz social, y no se descartan medidas específicas para esta industria.

La Central Hidroeléctrica Yacyretá registró durante el año 2022 un récord de generación mensual y alcanzó su potencia máxima durante los meses de junio y octubre.

Durante el mes de octubre anotó un récord de generación mensual desde el inicio de la operación comercial de la Central, en septiembre de 1994.

Como resultado de la fuerte inversión que realiza la Entidad Binacional Yacyretá destinada a la modernización y rehabilitación del Parque Generador, la Central alcanzó los siguientes valores netos: CHY 2.054.737 MWh suministrando al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de 1.969.156 MWh y al SINP de 85.587,7 MWh.

En los meses de junio y octubre Yacyretá alcanzó su potencia máxima por encima de los 3.000 MW gracias a la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras y al aumento de caudal en el Río Paraná, detalló la EBY.

La generación hidroeléctrica registró una recuperación indicando que la demanda local de energía eléctrica creció 3,6 % en comparación con 2021, mientras que la generación (local más importaciones) trepó 1,7 %. En su conjunto, el país consumió 138.755 gigawatt (GWh) en 2022, se indicó. 

La generación hidroeléctrica registró una fuerte recuperación desde mitad de 2022, con caudales mayores especialmente en Salto Grande y Yacyretá. La generación hidráulica general finalizó en 30.186 GWh, con un aumento del 25,2 %. Estos datos surgen de un adelanto del Informe Anual 2022 de Cammesa.

Yacyretá, a través de su Programa Estratégico, tiene como objetivo la puesta en valor del parque generador de la Central, manteniendo las prestaciones originales del equipamiento y sosteniendo la potencia instalada. Esto permite extender la vida útil de todo el parque de generación de energía renovable, luego de 30 años de operación sostenida, puntualizó la EBY.

El presidente de YPF, Pablo González, recibió el viernes 20 al nuevo CEO de Petronas E&P Argentina, Nazri Idzlan Malek, quien asumió en reemplazo de Mohd Nazir Mohd Nor, que hasta la fecha tuvo a su cargo la operación de Petronas en el país y la relación con YPF.

En el encuentro, además de la presentación formal del nuevo CEO, se trataron temas referidos a la asociación estratégica que une a, ambas compañías, tanto en el no convencional con el desarrollo de La Amarga Chica, como en el proyecto integral de Gas Natural Licuado que abarca todas las etapas: el Upstream, Midstream (transporte) y la producción.

Este proyecto fue anunciado el 1° de septiembre de 2022 y generó expectativas dada su
importancia para el país, teniendo en cuenta que se trata de un proyecto escalable que llegará a una producción de 19 MTPA (millones de toneladas anuales) en 3 etapas, y convertirá a la Argentina en un exportador neto de GNL a partir del desarrollo de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo.

Ambas partes se encuentran en un período de análisis profundo del proyecto, en sus aspectos técnicos, logísticos y jurídicos, dentro de los plazos normales teniendo en cuenta la magnitud y alcance de la iniciativa.

Petronas es uno de los principales exportadores mundiales de GNL. En Malasia cuenta con 4 plantas y una producción de 29 MTPA. Además, dispone de plantas de licuefacción en Australia, Canadá y Egipto y dos instalaciones flotantes con una producción total de 47 MTPA.

En Argentina, Petronas es el segundo socio en importancia para YPF por volumen de inversiones. La relación comenzó a fines de 2014 cuando ambas compañías firmaron una asociación para el desarrollo del bloque hidrocarburífero No Convencional La Amarga Chica, en Vaca Muerta, Neuquén, donde la empresa estatal de Malasia lleva invertidos 1.500 millones de dólares.

El nuevo CEO Nazri Malek cuenta con 20 años de carrera en la industria del petróleo, habiéndose desempeñado anteriormente como responsable de Desarrollo de Negocios y Planificación Estratégica de Upstream y Downstream. Su llegada al país reafirma el compromiso de Petronas de seguir desarrollando los negocios con una visión de largo plazo y sustentabilidad, se afirmó.

El presidente Alberto Fernández recorrió, junto al gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto, las obras del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner en la localidad provincial de Doblas, donde se puso en marcha un sistema de soldadura automatizada de última generación que se utiliza por primera vez en la Argentina y permitirá alcanzar los niveles de productividad necesarios para cumplir con el proyecto.

“Ésta es una obra central para el futuro de la Argentina que nos va a garantizar contar con el gas propio y reemplazar el gas que todo este tiempo tuvimos que importar perdiendo divisas, recursos que podremos utilizar en la producción y el trabajo, que es lo que más nos importa”, destacó el mandatario.

El jefe de Estado puso en valor “la tecnología que empresarios argentinos han traído para desarrollar esta obra”, y señaló la importancia de que la misma finalice “a mediados de este año, para seguir camino a Santa Fe, y desde allí proveer de gas no solo al norte de la Argentina, sino también a Brasil, que está necesitando energía gasífera y se la podremos suministrar”.

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner permitirá ampliar en un 25 por ciento la capacidad del sistema de transporte de gas natural argentino desde Vaca Muerta y ahorrar más de 2.900 millones de dólares al año entre sustitución de importación de combustibles, y reducción de subsidios del Estado.

También participaron de la recorrida por la obra los empresarios Marcelo Mindlin (Pampa Energía SA), Damián Mindlin (SACDE SA), Pablo Brottier (SACDE SA), Daniel Flaks (SACDE SA), Gustavo Gallino (Techint) y David Uriburu (Techint), firmas que integran la UTE constructora de dos tramos del ducto troncal. El tercero está a cargo de la empresa BTU.

Con una extensión total de 573 kilómetros, además de aumentar la disponibilidad de gas a precios competitivos, el proyecto generará 10 mil puestos de trabajo directos y otros 40 mil indirectos, entre la construcción y la mayor producción prevista en Vaca Muerta, se destacó en la información gubernamental.

Por su parte el gobernador Ziliotto expresó que “pasar de ser importadores a ser exportadores de gas y llegar a la soberanía energética es un cambio muy importante para el país”. De la recorrida también participó la intendenta de Doblas, Anelisa Gómez.

El Presidente se acercó hasta la instalación móvil donde se ubica el punto de la soldadura que se ejecuta con el sistema automatizado, cerca del kilómetro 440 de la traza del gasoducto, que se extenderá entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires) en la primera etapa del proyecto.

Proveniente de Estados Unidos, este equipamiento para soldadura automática de caños (de 36″ de diámetro), que garantiza un nivel de producción y calidad constante, se utilizará en los tramos 1 y 2 del ducto.

Los trabajos contemplan, además, la duplicación del gasoducto Neuba II, en la localidad de Ordoqui, partido bonaerense de Carlos Casares; y la construcción del nuevo gasoducto Mercedes – Cardales, que creará una vía de interconexión entre los sistemas de transporte de gas natural Norte y Sur.

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros cuestionó la reciente decisión gubernamental de dejar sin efecto el reintegro a las exportaciones de óxido e hidróxido de litio, cloruro de litio y carbonato de litio.

En un documento que se difundió el jueves 19 de enero la CAEM puntualizó:

Si hay algo en el que amplios sectores del país están de acuerdo es en que vivimos momentos de decisiones claves para el futuro del país y del mundo. El planeta exige cambios para hacer frente a la crisis climática y el cambio de la matriz energética hacia energías limpias es el camino más directo hacia un futuro mejor. Y en ello, hay minerales que son imprescindibles, siendo el litio uno de ellos.

Argentina tiene la oportunidad única en su historia de transitar hacia una minería que acelere el paso hacia un modelo de desarrollo inclusivo y sostenible. Sin embargo, en vez de centrarnos en cómo avanzar hacia esta promesa de desarrollo, corremos el riesgo de quedar otra vez en el camino, con decisiones que no toman en cuenta el contexto mundial de una actividad que en el mundo lleva años de desarrollo.

El debate sobre qué minería queremos hacer en Argentina debe ser amplio, diverso e informado y no dejar fuera a los sectores que desde hace años trabajan por sacar adelante una actividad que genera identidad, pertenencia y orgullo.

Para consolidar su desarrollo productivo, los países crean las condiciones, estimulando y
atrayendo inversiones con regímenes de promoción para ser el destino de preferencia en
comparación con otros países con recursos similares. Las inversiones se concretan en aquellos que presentan el atractivo geológico, como así también un marco de regulaciones estables y claras para el desarrollo de proyectos que se extienden por varias décadas.

En el 16 de enero, el Ministerio de Economía de la Nación dio a conocer una medida (Resolución 15/23) que deja sin efecto el reintegro a las exportaciones de óxido e hidróxido de litio, cloruro de litio y carbonato de litio.

Estos reintegros surgieron como una política necesaria que atendía a las características propias de la actividad minera. Se tuvo en consideración que la producción minera tiene cargas impositivas diferenciales, como la “Regalía Minera”, esto es, un tributo que
paga, además de todos los que abona cualquier actividad productiva en el país.

Es oportuno mencionar que, si bien los capitales que invierten en la Argentina son privados y en gran medida extranjeros, se constituyen como empresas argentinas, pagando impuestos, generando empleo para más de 8.000 personas sólo en la minería del litio, contratando servicios y comprando productos e insumos dentro del país (80% de las compras en bienes y servicios nacionales).

Los reintegros son, entonces, un estímulo para una actividad productiva que se
desarrolla en regiones alejadas de los principales centros de consumo y de abastecimiento, y esta situación, al ser irreversible, hace que sus costos de insumos, bienes de capital, infraestructura, transporte, energía y servicios, deban pagar proporcionalmente mayores valores de componentes impositivos.

Los reintegros posibilitan la contratación de recursos humanos y la generación de infraestructura en zonas inhóspitas. Así, se propicia el desarrollo racional e integrado de los recursos naturales existentes en áreas donde la minería asume dificultades y riesgos de particular envergadura.

Si bien es cierto que la demanda de carbonato, cloruro y los diversos productos del litio es
creciente y se estaría ante una gran oportunidad para Argentina, la infraestructura continúa siendo deficiente en las zonas mineras y su desarrollo ha dependido, en gran medida, de contribuciones que realizan las empresas mineras y que quedan al servicio del país: rutas, caminos, tendidos eléctricos y conectividad, entre otros, colaborando además en el mantenimiento de tales obras.

Estos aportes son adicionales y, si bien son necesarios para el desarrollo de la industria del litio, han mejorado la calidad de vida las comunidades aledañas y son la base para cualquier otra industria, desde las productivas hasta el turismo. No es menor recordar que parte de esos aportes, muchas veces, son realizados por empresas exploradoras, que aún no han llegado a fase productiva y, por lo tanto, no son alcanzadas por los reintegros de exportación.

Argentina cuenta actualmente con dos proyectos en producción (uno en Jujuy y otro en
Catamarca). De modo que, el crecimiento de la demanda de carbonato, cloruro y productos del litio aún espera ser traducido en una mayor producción.

Ambos proyectos están en ampliación y hay seis en construcción, lo que evidencia que todavía no se han cumplido los objetivos por los cuales fue establecido el estímulo.

Quitar los reintegros modifica nuevamente las reglas de juego en el país e impacta
directamente en la competitividad frente a otros países que pueden recibir la inversión minera ya que incrementan la carga impositiva indirecta, al eliminar la posibilidad de recuperar los impuestos pagados a lo largo de la cadena productiva, aumentando los costos. Esto daña la previsibilidad y el posicionamiento de la Argentina como nodo exportador.

La medida perjudica a uno de los sectores más importantes del país en cuanto a la generación de divisas netas y con mayores perspectivas de crecimiento, que realiza las inversiones necesarias para el desarrollo, que mejora de las condiciones de vida, y que genera la infraestructura para el progreso económico en regiones donde hasta la llegada de esta industria se contaba con escasas alternativas productivas. El sector minero ha cumplido con sus compromisos de invertir para el desarrollo, y la Puna tiene mucho más para seguir creciendo de la mano de la colaboración público-privada.

El debate sobre qué tipo de minería queremos en Argentina debe ser informado, especialmente cuando se pretende insertar modelos de otros países sin entender contexto ni efectos. El llamado triángulo del litio tiene desarrollos e historias diversas. Bolivia, a pesar de la extensión de sus reservas, no ha logrado tener una producción significativa. En tanto que Chile, en donde el litio fue declarado estratégico y no concesible bajo la dictadura de Pinochet, no ha podido poner en marcha ningún proyecto nuevo, lo que lo ha relegado a un segundo lugar en producción mundial.

Argentina ha logrado que sus dos proyectos estén en expansión, sumó 6 proyectos que ya están en construcción (uno de ellos, en los próximos meses inicia la producción) y más de 20 en distintas etapas de avance.

El federalismo y las reglas de juego simples y claras con las que cuenta Argentina nos ubican como el país que recibe mayor cantidad de inversiones de litio. Se estima que en 2022 las inversiones rondaron los U$S 1.500 millones, y que se generarán más de U$S 1.000 millones en inversiones en los próximos años.

Nuestro país cuenta con las condiciones para ser el tercer productor mundial de Carbonato, cloruro y otros productos derivados de litio en los próximos años y la Cámara Argentina de Empresarios Mineros quiere ser parte de ese desarrollo que es crecimiento para todos los argentinos.

Debemos evitar repetir los errores que en la historia nos han restado del necesario
crecimiento de actividades industriales. Queremos que se hable de minería, con datos, con
información completa y con todos los sectores involucrados. La minería del siglo XXI se hace poniendo el bien común por sobre los intereses particulares y es allí donde Argentina se juega la oportunidad de estar nuevamente en el liderazgo mundial.

El presidente de YPF, Pablo González, mantuvo una reunión de trabajo con el embajador de la India en Argentina, Dinesh Batia, en donde analizaron posibilidades de cooperación en materia energética.

Este nuevo encuentro permitió darle continuidad a las conversaciones que se iniciaron en septiembre de 2021, cuando Pablo González recibió en la Torre de YPF al secretario Alok Tandon del ministerio de Minas del Gobierno de la India.

La India es uno de los principales consumidores de energía a nivel mundial, pero más de la mitad de su matriz energética depende del carbón. Por esa razón, impulsan fuertemente su propia transición energética en el marco de los compromisos internacionales para reducir las emisiones contaminantes (COP26).

Según estimaciones del gobierno de la India, se espera que el país duplique su consumo de energía en la próxima década y buscará utilizar fuentes renovables y gas para poder reducir su dependencia del carbón.

En ese marco, Pablo González, presidente de YPF, participará de la Semana de la Energía (India Energy Week) que se realizara del 6 al 8 de febrero en la ciudad de Bengalore, en donde expondrá las oportunidades que tiene la Argentina de convertirse en un proveedor confiable de energía, especialmente de gas, renovables y litio.

De esta conferencia, que organiza el ministerio de Petróleo y Gas de la India, participarán representantes de más de 100 países para conocer las oportunidades que plantea la transición energética en una de las 10 economías más grandes del mundo.

El próximo martes 24 de enero se realizará la subasta correspondiente a la colocación del primer tramo del Fideicomiso Financiero Solidario de Infraestructura Pública NASA IV, destinado a la obtención de fondos para el financiamiento de las obras de extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I y la construcción del segundo almacenamiento en seco de elementos combustibles gastados del Sitio Atucha.

La estatal ENARSA puntualizó que “los dos proyectos revisten una importancia estratégica para el país, dado que permitirán mantener la participación nuclear en la matriz energética nacional, y contribuir al objetivo ambiental de reducción de gases de efecto invernadero”.

Esta será la cuarta oportunidad en que la operadora Nucleoeléctrica Argentina instrumente elementos de financiamiento de este tipo, tras las exitosas experiencias de los fideicomisos realizados para la finalización de la Central Nuclear Atucha II y la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse.

En esta oportunidad, el fideicomiso se encuentra respaldado por el contrato de remuneración que Nucleoeléctrica mantiene con CAMMESA por la venta de la energía generada, y representa para quienes tengan interés la posibilidad de invertir en un proyecto de infraestructura estratégico para el país, se indicó.

CARACTERISTICAS DEL FIDEICOMISO

El fideicomiso está compuesto por títulos en pesos emitidos bajo la modalidad conocida como “dólar linked”, que significa que se ajustan de acuerdo a los movimientos del tipo de cambio oficial, además de una tasa de interés de referencia del 2 % anual.

La licitación cuenta con un límite mínimo de inversión de U$S 100 (cien dólares estadounidenses), y tanto la integración como los pagos de interés y capital serán en pesos al tipo de cambio aplicable.

Los títulos fueron calificados como “Bonos Vinculados a la Sostenibilidad”, dado que sus características financieras y estructurales se ajustan según Nucleoeléctrica consiga alcanzar los objetivos de sostenibilidad definidos.

Aquellos inversores minoristas interesados en participar de la licitación pueden hacerlo a través de Nación Bursátil S.A., colocador principal, y del Banco de la Provincia de Buenos Aires y Macro Securities S.A.U, quienes también operarán como colocadores de la transacción.

Además de los operadores de colocación, la estructuración del fideicomiso contó con la participación de BICE Fideicomisos S.A. como agente fiduciario financiero, del estudio Tanoria Cassagne Abogados como asesores legales de la transacción, y de FIX SCR S.A., como agencia de calificación de riesgo.

EXTENSION DE VIDA ATUCHA I

El proyecto de extensión de vida de Atucha I le permitirá a la central operar por un nuevo ciclo de vida útil de 20 años, luego de que finalice su primer período de operación en 2024.

La parada de reacondicionamiento tendrá una duración de 30 meses a desarrollarse entre 2024 y 2026 e implicará la creación de 2.000 puestos de trabajo, así como la generación de oportunidades para proveedores nacionales calificados para las tareas de construcción y fabricación de componentes.

Esta obra permitirá mantener la potencia nuclear instalada, proporcionando energía segura y confiable para más de un millón de habitantes.

La Central Nuclear Atucha I inició su construcción en junio de 1968 y se convirtió en la primera central nuclear de potencia de América Latina, al ser conectada al Sistema Eléctrico Nacional en marzo de 1974. Si bien es la primera central argentina, todos sus sistemas de seguridad fueron actualizados y cumplen con las exigencias locales e internacionales, se destacó.

ALMACENAMIENTO EN SECO DE ECG

Acerca del Proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) se describió que “la operación continua de las centrales nucleares requiere aumentar la capacidad de almacenamiento de elementos combustibles gastados, para lo cual se planifica la construcción de un nuevo repositorio. La obra iniciará en 2023 y finalizará en 2026”.

El desarrollo de la ingeniaría completa del proyecto es 100 % argentina y el 90 % de los bienes y servicios serán de procedencia nacional.

Esta obra incrementará el desarrollo de capacidades tecnológicas e industriales del país con la potencialidad de ser exportables en un futuro cercano, se puntualizó.

A mediados de 2022, Nucleoeléctrica concluyó la obra del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados en la Central Nuclear Atucha I (ASECG I) un proyecto de ingeniería clave para la continuidad de la operación de esta instalación.

Nucleoeléctrica Argentina es la empresa que produce energía eléctrica mediante la operación de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse. La potencia instalada total de sus tres plantas es de 1.763 MW.

Además de operar las plantas y comercializar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) la energía producida, está a cargo del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la eventual construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional.

“Sus actividades están sujetas a los más altos estándares de seguridad y se encuentran fiscalizadas a través de rigurosos controles. La energía nuclear contribuye al cuidado del medioambiente por no generar gases (CO2) ni partículas causantes del efecto invernadero durante su operación”, afirmó ENARSA.

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, se refirió a “la crítica situación en los Yacimientos del Golfo San Jorge”, dijo que “la voracidad de Vaca Muerta hará que las peleas sean más intensas” y aclaró que “si las negociaciones no tienen éxito, habrá movilizaciones en todo Comodoro” (Rivadavia).

Avila mantuvo reuniones con el Gobernador Mariano Arcioni, y con el Intendente comodorense, Juan Pablo Luque. Los Petroleros impulsan una mesa “para defender la Cuenca por sobre todas las cosas”

El dirigente sostuvo que “la realidad es que estamos en una situación crítica. Si no defendemos a la Industria Hidrocarburífera, en junio la caída del Trabajo será trágica. Si las mesas de discusiones no tienen el éxito que esperamos, habrá movilizaciones petroleras en todo Comodoro Rivadavia”, afirmó.

En este sentido, señaló que “hicimos un gran trabajo esta semana arreglando situaciones que se presentaron con distintas empresas, por ejemplo ayer tuvimos un conflicto grande con San Antonio porque quería llevarse las motobombas a Neuquén y nosotros como Gremio no los dejamos, porque si se las llevan indudablemente no vamos a tener fractura en un tiempo largo en la región”.

Asimismo, aclaró que “el día domingo tuvimos una reunión extensa con el Gobernador Mariano Arcioni y ayer nos juntamos con el Intendente para dialogar sobre todo lo que está pasando en la Cuenca del Golfo San Jorge”.

“Lamentablemente el hambre y la voracidad que tiene Vaca Muerta no lo vamos a poder controlar nosotros, por eso las peleas se van a hacer más intensas”, indicó ‘Loma’ Avila, quien destacó que “están intentando llevarse toda la maquinaria de Comodoro Rivadavia”.

“Las fracturas en Comodoro cayeron y eso es lo que hace que las empresas se vayan porque no hay laburo”, afirmó el dirigente.

En procura de nuevos reservorios, y con una inversión de U$S 90 millones, por primera vez Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) emplea dos equipos en la perforación simultánea de los pozos exploratorios Yope-X1 (YOP-X1) y Mayaya Centro-X1 I.E. (MYC-X1 I.E.), informó la Compañía.

El presidente de la estatal petrolera, Armin Dorgathen Tapia señaló al respecto que “es la primera vez que YPFB tiene dos equipos perforando en dos pozos en simultáneo. YPFB se puso el overol para encarar los trabajos de exploración por cuenta propia. Sabemos que es un trabajo de riesgo geológico alto, pero es un trabajo que hay que hacer. Sabemos también que si encontramos y descubrimos el premio es grande”, destacó.

Dorgathen Tapia añadió que “estas actividades de perforación permiten a YPFB Casa Matriz recuperar su rol como operador en ambos proyectos, que forman parte del Plan de Reactivación del Upstream que encara el gobierno nacional”.

YPFB Casa Matriz llevará hasta tres proyectos en ejecución en marzo de forma simultánea considerando el inicio de perforación del pozo Yarará X2.

La perforación del pozo de investigación estratigráfica Mayaya Centro-X1 I.E. (MYC-X1 I.E.) permite analizar el potencial de la cuenca del Subandino Norte. Se trata del primer pozo profundo proyectado para esa área No Tradicional.

El objetivo es investigar la columna sedimentaria y evaluar el potencial hidrocarburífero de formaciones carboníferas y devónicas, en la perspectiva de ampliar la frontera exploratoria en Bolivia.

“Buscamos identificar formaciones, espesores y propiedades de las rocas que vamos a atravesar con la finalidad de identificar si existe un sistema petrolero en una zona nueva”, explicó Dorgathen Tapia.

En el proyecto se invierte U$S 76,8 millones. Está ubicado en el municipio Alto Beni, perteneciente a la provincia Caranavi del departamento de La Paz, en el área Lliquimuni. La trayectoria del pozo es vertical y los objetivos principales son los grupos Retama y Tomachi, formaciones en las que se evaluarán, a una profundidad de 5.500 metros, la columna estratigráfica del área Lliquimuni y el potencial hidrocarburífero.

Asimismo, y con la finalidad de investigar y evaluar la formación Petaca, recientemente YPFB inició la perforación del pozo vertical Yope-X1 (YOP-X1) a una profundidad programada de 3.241 metros, con una inversión de más de U$S 13 millones.

El proyecto se encuentra ubicado en el municipio de Yapacaní, perteneciente a la provincia Ichilo del departamento de Santa Cruz. En las zonas cercanas se encuentran tanto el campo Yarará como los campos Víbora, Cascabel y Boquerón, los cuales confirmaron la producción de hidrocarburos en las formaciones Petaca y Yantata, se informó.

La Secretaría de Energía de la Nación aprobó las condiciones generales del “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo”, y también para la Producción Incremental del Gas (RADPIP y RADPIGN), creados por el Decreto 277/2022 y reglamentados por el Decreto 484/2022.

Lo hizo en los términos establecidos en los Anexo I y II de la Resolución 13/2023 del Ministerio de Economía que integran dicha resolución, que acaba de oficializarse.

Ambos regímenes prevén que las empresas beneficiarias tendrán acceso al Mercado de Cambios (MULC) para destinar dólares al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros en el exterior, y pago de utilidades y dividendos, por un monto equivalente a la producción incremental de crudo y a la inyección incremental de gas al sistema.

Asimismo, Energía aprobó por la misma Resolución las condiciones generales del Régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo, y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera (RPEPNIH).

El artículo 5° de la R-13/2023 instruye a la Subsecretaría de Hidrocarburos a realizar todos los actos necesarios para asistir a la Autoridad de Aplicación (S.E.) para conformar la “Comisión de Evaluación y Seguimiento de la Ejecución del Régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera (RPEPNIH)”.

Además, insta a la misma Subsecretaría a convocar, en el término de 30 días, a la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo, a la Secretaría de Política Económica, al ministerio del Interior, al ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación , a los representantes de las Provincias titulares de recursos hidrocarburíferos, a los representantes de las organizaciones de trabajadores, de las asociaciones empresarias proveedoras de bienes y servicios, y de las organizaciones de empresas productoras de hidrocarburos beneficiarias de los Regímenes instituidos en el Decreto 277/22, para formar parte de la citada Comisión.

Deberán designar una o un representante titular y una o un alterno y en el mismo plazo deberá aprobarse el reglamento de funcionamiento de la citada Comisión.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, ENRE, renovó la aplicación que ayuda a los usuarios a calcular y controlar el consumo energético en los hogares.

Una de las opciones que podemos tener en cuenta para controlar el consumo energético es utilizar la aplicación del ENRE que permite estimar cuánta electricidad consumen los electrodomésticos, consultar el consumo anual, comparar el anterior bimestre.

En general, los electrodomésticos que funcionan con resistencia para dar calor son los que más consumen, tales como la plancha, la tostadora, el horno eléctrico y la pava eléctrica, entre otros. El mejor tip es balancear la energía eléctrica y el gas, de hecho, calentar el agua usando gas es más económico.

La industria argentina en los últimos años ha tenido inversiones y también avances en el uso de la tecnología, lo cual es muy destacable teniendo en cuenta que los productos de calidad impactan en la eficiencia energética y también en el consumo.

Además de ayudar al medioambiente y abaratar la factura de luz, optar por la compra de aparatos con etiqueta A+, A++, A+++ supone un ahorro considerable a largo plazo.

Aunque en el momento es un poco más costoso, la vida útil puede llegar a triplicarse de un aparato básico. Si buscamos los que tienen la letra A para arriba, son los que mayor eficiencia energética tienen. Por ejemplo, el aire acondicionado con inverter, usa parte de la energía que utiliza para usarla en el futuro inmediato, lo que hace que baje alrededor de un 25% o 30% el uso en general de la energía.

El uso del aire acondicionado es el mayor consumo que se registra en estos meses. Suele consumir 8 veces más que un ventilador por el concepto de enfriar, el motor y los gases.

Asimismo, la heladera tiene el mismo concepto de gasto porque al abrir mucho tiempo la heladera, sale mucha cantidad de frio y eso significa una pérdida de energía.

“Un consejo que no mucha gente tiene en cuenta es que conviene lavar la ropa por la noche o en los momentos que no hay gente en la casa si se puede programar. Además, es importante usar el aire en la temperatura correcta de 24 grados, porque cuando hay una diferencia de entre 6 y 8 grados con el afuera, el cuerpo se adecúa. Por cada grado extra que se utiliza, es un 8% más de gasto”, detalló la CADIEEL.

Cuidar los electrodomésticos ante los cortes de luz

En esta época del año los cortes de energía o baja tensión suelen ser recurrentes. Una buena opción en estos casos es desenchufar todos los aparatos eléctricos, en especial aquellos que tienen un alto costo. Es mejor dejar solo las luces en señal de aviso para cuando regrese y bajar la térmica de todo lo demás.

Si nos ponemos a pensar en todas las actividades que realizamos a lo largo de un día, nos damos cuenta de lo dependiente que somos de la energía. Es por esto que debemos resaltar la importancia de tener un consumo consciente de la electricidad, indicó el ENRE.

El interventor Walter Martello, destacó el rediseño de la app que permite calcular cuánta electricidad consumen los electrodomésticos que cada usuario posee, consultar el consumo anual del hogar y repasar consejos de ahorro energético.

El funcionario explicó que “Incorporamos un diseño más amigable que es utilizable también desde el teléfono celular. Ampliamos sus funciones para facilitar el análisis del consumo eléctrico de los electrodomésticos y realizar una comparación con bimestres anteriores”.

La calculadora permite seleccionar electrodomésticos de uso cotidiano, elegir la cantidad de días y horas que se los utiliza, y obtener tanto el consumo individual como el consumo total del hogar, siempre expresando los resultados en kilowatts.

“Más allá de esa función actualizada y ampliada, ingresando el número de cliente y los últimos 3 números del medidor, la aplicación web incorpora una función para conocer el consumo eléctrico del último año” (solo para usuarios de Edenor y Edesur), agregó Martello.

La página para acceder a consejos para lograr un consumo eficiente de la energía eléctrica. ttps://www.enre.gov.ar/calculadora/index.html

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, comunicó que, a partir de las 0:00 hora del domingo 15 de enero, aumentó los precios de los combustibles un 4 % promedio.

“Esta actualización de precios intenta absorber mínimamente los incrementos de los precios de los biocombustibles, el aumento de costos logísticos, y la variación del tipo de cambio oficial que afecta el precio de las materias primas que utilizamos para la producción de combustibles”, señaló la compañía.

Los nuevos precios de referencia en estaciones de servicio de la marca Shell en la Ciudad de Buenos Aires son: $166,3 por litro de nafta súper; $ 202,2 para la nafta V-Power (premium); $ 185,9 para el gasoil común, y $ 239,1 para el gasoil V-Power.

Se estima que en las próximas horas las otras principales marcas refinadoras y comercializaoras de naftas y gasoils (YPF, Axion) también ajustaran precios.

Cabe referir que estas empresas habían convenido tácitamente con el ministerio de Economía que la puesta en vigencia de esta suba de precios ocurriría en la segunda quincena de enero.

Economía y las petroleras acordaron en noviembre último la aplicación de un sendero de precios de los combustibles para el cuatrimestre diciembre-marzo. Del 4 por ciento en diciembre, enero y febrero, y del 3,8 % en marzo.

La pauta fijada se relaciona con la intención del gobierno nacional de morigerar la suba de la inflación en el primer semestre del año, y es similar al criterio aplicado en otros rubros.

En tanto, las empresas y Economía analizaran si para la puesta en vigencia de los próximos ajustes de precios se aplicará el mismo criterio que en enero.

Las acciones de YPF superaron el viernes 13 los U$S 11 En Wall Street marcando su máximo histórico en la bolsa de N.Y. En últimos 6 meses triplico su valor y acumula una suba de 235 por ciento.

El viernes último la acción de YPF en Wall Street subió más de 8 % y sólo en lo que va a de enero avanza más de 22 por ciento.

Un artículo realizado por Yahoo! Finanzas hizo mención que las acciones de YPF se ubican entre “las 3 mejores acciones emergentes para invertir”. Además, remarcaron que “La tasa de crecimiento de utilizades esperadas para el primer trimestre de 2023 se ubica en el 85,9 por ciento”.

El ENRE sancionó a 8 empresas transportadoras de electricidad tras supervisar inversiones y evaluar la calidad del servicio. El monto global de la sanción es de 183 millones de pesos.

El Interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, Walter Martello, firmó 103
Resoluciones a través de las cuales sancionó por un total de $ 183.770.338 a ocho transportistas de energía eléctrica “por incumplimientos en el Contrato de Concesión y en el Régimen de Calidad de Servicio y Sanciones del Sistema de Transporte por Distribución Troncal”, se informó.

En ENRE aplicó multas a las siguientes empresas:
-TRANSENER S.A, por un total de $ 67.247.513 mediante las Resoluciones 110, 111, 112, 113, 114 y 115/2023.

-TRANSPA S.A, por un total de $ 43.734.981 mediante las Resoluciones 8, 9, 10, 11, 12, 36, 37, 40, 47, 48, 49, 50, 55, 56, 47, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 65 y 66.

-TRANSBA S.A, por $ 29.007.864 mediante las resoluciones 84, 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 94 y 95/2023.

-TRANSNOA S.A, por un total de $ 12.015.244 mediante las Resoluciones 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7/2023.

-TRANSNEA S.A, por un total de $ 10.029.618 mediante las Resoluciones 22, 73, 74, 75, 76, 77, 78, 79, 80, 81, 82 y 83/2023.

-EPEN, por $ 9.650.198 mediante las Resoluciones 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 38 y 39/2023.

-DISTROCUYO S.A, por un total de $ 9.368.322 mediante las Resoluciones 96, 97, 98, 99, 100, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109 y 116/2023.

-TRANSCO S.A, por un total de $ 2.941.813, mediante las Resoluciones 41, 42, 43, 45, 46, 51, 52, 53, 54, 67, 68, 69, 70 y 71/2023.

Las sanciones aplicadas responden a indisponibilidades programadas y forzadas de líneas y de equipamientos de conexión/transformación y de conexión/salidas, propios de la concesionaria o de sus transportistas independientes, se indicó.

“Seremos implacables con la supervisión de las inversiones y con la evaluación de la calidad del servicio, tal como nos comprometimos al momento de asumir esta intervención”, destacó Martello.

En el proceso de construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner se concretó, en la localidad de Doblas, La Pampa (km 440 de la traza), la puesta en funcionamiento una soldadora automática de caños, tecnología que se utiliza por primera vez en Argentina.

Se trata de un sistema de soldadura de última generación, traído de Estados Unidos, que permite reducir los tiempos de obra al incrementar la cantidad de tubos que pueden soldarse por día, minimizando los errores y dando previsibilidad al ritmo de producción, destacó ENARSA.

Este equipamiento y otro similar se usan en los tramos 1 y 2 de la obra del ducto troncal, que va desde el kilómetro 0 de la traza, en Tratayén, Neuquén, hasta el km 440, en La Pampa, los dos más extensos del GPNK, que lleva adelante la UTE Techint y Sacde.

La ventaja de este sistema es que garantiza producción y calidad constante. La soldadura automática funciona en dos planos: en el interno con un proceso simultáneo de 8 puntos de soldadura en toda la circunferencia, y en el externo con dos unidades, con dos puntos de soldadura cada una, que orbitan el lado externo del tubo para completar el proceso.

Luego las soldaduras se verifican a través de un sistema de ultrasonido, lo que garantiza su calidad.

Estos dispositivos se van moviendo a medida que avanza la obra en cada uno de los tramos y se suman a las plantas de doble junta que permiten soldar en forma industrial caños de 12 metros, de 36 pulgadas de diámetro, en una sola pieza de 24 metros de largo, que luego son llevados a la traza donde se sueldan entre sí con el sistema automatizado.

Semanas atrás, se inició la soldadura con el sistema convencional en Salliqueló, en el tercer tramo de la obra, que se extiende desde el km 440 de la traza, en La Pampa, hasta esa localidad bonaerense.

Con una extensión de 573 kilómetros, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, a cargo de Energía Argentina S.A., permitirá ahorrar más de 2.900 millones de dólares al año entre sustitución de importación de combustibles y reducción de subsidios, aumentará la disponibilidad de gas a precios competitivos y genera 10 mil puestos de trabajo directos y otros 40 mil indirectos, entre la construcción de la obra y la mayor producción de gas en Vaca Muerta.

La Confederación General Empresaria de la República Argentina (CGERA), consideró “fundamental que el país avance en la extracción e industrialización del litio”, y convocó a “apostar a un proyecto industrial a largo plazo vinculado a este recurso natural”.

La entidad que preside Raúl Zylberstein planteó la necesidad de “implementar esquemas de extracción e industrialización del litio con el objetivo de desarrollar de manera sustentable al sector e incrementar sus exportaciones”.

En relación a la propuesta de La Rioja de declarar al litio como recurso natural estratégico, los empresarios de CGERA plantearon que la industria comprende a su manufactura o procesamiento en algún grado y que estos recursos naturales pertenecen a las provincias.

“La industrialización de los recursos naturales es básica para poder generar valor y conseguir divisas que nos permita importar insumos y todo lo que no nos convenga producir”, señaló la entidad.

“Los empresarios de CGERA coincidimos en la necesidad de dólares inmediatos, porque son nuestras industrias las que sufren la falta de insumos, pero no podemos dejar pasar esta nueva oportunidad de cambiar de una buena vez nuestra matriz productiva, porque si no, no vamos a salir de este péndulo que es la economía argentina”, concluyó Zylbersztein.

El pronunciamiento de esta entidad sucede a otros expuestos en los últimos días por la UIA y la Cámara de Empresas Mineras (CAEM), pero estas últimas han cuestionado la postura del gobierno de La Rioja, que avanzó con la sanción de una Ley provincial que declara al litio y sus derivados como recurso estratégico, revisando contratos con empresas concesionarias para reformular su relación con éstas en base a nuevas reglas fijadas por el Estado provincial.

La Ley 10608, sancionada en diciembre pero todavía no promulgada suspende por 120 días los permisos de exploración de este mineral.

“La provincia está en condiciones de hacer la exploración y luego invitará a las empresas que quieran invertir a hacerlo en condiciones que convengan a la provincia, al país y a las empresas”, sostuvo el gobernador Ricardo Quintela, en declaraciones periodísticas.

Las exportaciones de litio (que tienen a Jujuy y Catamarca como otros principales protagonistas en el rubro) totalizaron U$S 593 millones en los primeros once meses del 2022, y podrían llegar a 700 millones contando diciembre, calculan en el Ministerio de Economía.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) activó la aplicación “miEnargas”, una herramienta para facilitar las gestiones de todos los usuarios y usuarias del servicio público de gas del país. 

La nueva aplicación permite, por ejemplo, ingresar a la Oficina Virtual del Organismo para realizar consultas, crear un reclamo ingresando los datos personales, hacer un seguimiento de los trámites solicitados, o consultar las distintas vías de comunicación e instancias de reclamos.  

Además, el usuario podrá verificar, en base a la declaración jurada efectuada por el Productor de Equipo Completo (PEC), los datos asociados a la oblea de GNV adherida al parabrisas de la unidad propulsada a gas natural vehicular. 

Asimismo, la aplicación facilita el acceso al Mapa Interactivo para realizar consultas relacionadas con los sistemas de transporte y distribución de gas, en donde los usuarios obtendrán información georeferenciada para hacer los análisis que consideren necesarios a través de los datos disponibles. 

La aplicación también permite consultar sobre la Ley 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría y saber si la localidad en la que vive el usuario está comprendida dentro del beneficio.  

Esta nueva herramienta acerca información a los usuarios sobre el marco regulatorio del servicio público de gas, los objetivos, funciones y facultades del ENARGAS, sobre su sede central y sus delegaciones, y les permite a los usuarios interiorizarse sobre las últimas novedades referidas a la industria del gas en nuestro país, entre otras posibilidades.   

La App “miEnargas” se puede descargar de forma gratuita desde los principales play stores (Android o iOS) y para interactuar en ella el usuario solo debe darse de alta ingresando sus datos personales para crear el perfil. Igualmente, ingresando a la sección “Aplicaciones Móviles” de la página oficial del Ente, los usuarios podrán descargarse “miEnargas” escaneando el código QR.  

La Cámara Eólica Argentina consideró que “el principal límite que enfrenta hoy un mayor despliegue de la generación renovable es la capacidad de transporte remanente en el sistema eléctrico”. “Ni la Ley ni los compromisos asumidos en la COP 26 han ido de la mano del desarrollo de herramientas concretas para la ampliación del sistema de transporte en alta tensión que sean consistentes con dichas metas”, remarcó.

“No se ha logrado articular un esquema que permita trazar metas claras de ampliación del sistema, y mecanismos para pasar de los estudios a planes, de allí́ a licitaciones y a materializar los proyectos”, describió la Cámara empresaria.

La CEA se reunió con el Consejo Federal de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Energía Eléctrica y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), para presentar su estudio sobre “Ampliación en el Sistema de Transporte. Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente”.

Encabezada por su presidente, Bernardo Andrews, su secretario, Gastón Guarino, y otros miembros de su Comisión Directiva, la CEA presentó el trabajo donde se analiza con detalle la situación actual de la industria eléctrica y el principal límite al que se enfrenta hoy, que es la capacidad de transporte remanente en el Sistema.

La primera presentación del estudio se llevó a cabo ante el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), la cual fue presidida por Ricardo Martínez Leone y contó con la participación de los representantes operativos de las distintas provincias. El CFEE es un ámbito fundamental para la contribución de la CEA, pues constituye el organismo federal que aconseja a la Secretaría de Energía respecto de las necesidades de inversión en el sector.

La Entidad también fue recibida por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, donde además de la presentación del documento referido, se plantearon algunos otros temas muy relevantes para el sector. “El Subsecretario tomó nota y acompañó en nombre de la Secretaría la importancia que el tema tiene para el desarrollo del sector renovable, y eléctrico en general”, señaló el Gerente General de la CEA, Héctor Ruiz Moreno.

Asimismo, se realizó la presentación ante la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), donde Sebastián Bonetto, Gerente General; Juan Luchilo, Gerente de Análisis y Control Global; Víctor Sinagra, Gerente de Estudios Eléctricos; y un equipo de técnicos y especialistas en redes eléctricas de la Compañía participaron de la exposición la cual generó un intercambio de ideas, que culminó con el compromiso de continuar abordando el tema a la brevedad, para revisar los aspectos en los que es posible avanzar en lo inmediato, se indicó.

El impacto que produjo la incorporación de generación renovable, liderada por la industria eólica con un 75 % de participación, fue particularmente positivo en Argentina. La introducción de energías limpias permitió́ reducir el consumo de combustibles líquidos y GNL importados, generando una reducción en los costos del sistema año a año, menores importaciones de energía y menor peso en la cuenta de subsidios energéticos, mejorando el resultado fiscal, destacó la Camara.

En los últimos dos años, caracterizados por la baja generación hidroeléctrica y los elevados precios de los combustibles importados, el impacto fue particularmente positivo con 15 U$S/MWh de reducción del costo de generación, U$S 4.500 MM de ahorro de divisas y U$S 2.000 MM de ahorro fiscal, se describió.

“Al saldo favorable en materia económica, se sumó́ también el impacto positivo en términos operativos: sin generación renovable, el diferencial de combustibles líquidos que hubiera tenido que administrar CAMMESA habría llevado al límite las capacidades logísticas del sistema eléctrico, incrementando los niveles de falla sensiblemente”, sostiene la CEA.

“De cara a los próximos años la generación renovable seguirá́ aportando a la reducción de costos y el ahorro de divisas, afirmó la Cámara, señalando que por cada 1.000 MW adicionales de capacidad eólica instalada, el ahorro externo permitiría recuperar las divisas necesarias para la importación de equipos en menos de 18 meses, generando ahorros netos de allí́ en adelante”.

En el contexto de transición energética, en el que Argentina apuesta a ser proveedor de GNL en el mercado mundial en el transcurso de la próxima década, una mayor penetración renovable generaría mayores saldos exportables de gas y liberaría capacidad de transporte de gas para la exportación, refiere el informe.

La CEA remarcó que Argentina enfrenta un escenario donde las presiones internacionales por acelerar la transición energética serán crecientes, comenzarán a ser más frecuentes las barreras comerciales verdes y en el que la eficiencia y penetración renovable serán vectores de competitividad para la economía y de atracción de inversiones.

“En paralelo, desde una perspectiva con foco puesto en el desempeño macroeconómico y del sector eléctrico local, la mayor penetración renovable viene produciendo efectos muy positivos que se extenderán durante las próximas décadas”, se describió.

En consecuencia, los elementos de análisis externos e internos convergen en el sentido de la necesidad de consolidar las políticas de desarrollo del sector.

“El sector privado ha demostrado que con un marco normativo claro tiene una clara decisión de invertir en el desarrollo y construcción de proyectos, y podría acompañar o complementar un plan de expansión del sistema de transporte orientado a la incorporación de energía renovable liderado por el Estado Nacional”, señaló la CEA.

“Pero los elevados costos de este tipo de obras, que además redundarían en beneficios para el sistema en su conjunto, implican que no sería posible internalizar plenamente en contratos en el MATER inversiones tan importantes en transporte a cargo del sector privado”, se explica en el informe.

Y se consigna que “dentro de los mecanismos existentes para el desarrollo del sistema de transporte en cabeza del sector privado las ampliaciones por interés público podrían ser una alternativa”.

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén informó que en los primeros 11 meses del 2022 la provincia generó un total de 2.109 millones de dólares por exportaciones de hidrocarburos (19,7 millones de barriles de crudo y 1.400 millones de M3 de gas).

Durante noviembre último se exportaron 2,23 millones de barriles de petróleo desde la provincia, lo que representa el 24 % de la producción total. Ese mes se generaron 175,4 millones de dólares a un precio promedio por barril de 79 dólares.

Al respecto se detalló que “fueron doce las empresas que realizaron envíos, destacándose Vista Energy (851 mil barriles), Compañía de Hidrocarburos No Convencional SRL (472 mil barriles) y Shell Argentina (430 mil barriles)”.

Asimismo, se destacó que en noviembre se registró el primer envío de crudo por parte de la empresa petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GYP), con 12.550 barriles, destinados a una refinería de Brasil.

El informe señala que en los primeros once meses del año se acumularon envíos al exterior por más de 19,7 millones de barriles, es decir el 21 % de la producción provincial, superando los 1.755 millones de dólares.

En cuanto al gas, las exportaciones alcanzaron durante noviembre de 2022 los 147,6 millones de metros cúbicos (MMm3), aproximadamente 4,92 MMm3 por día, representando el 7 % de las ventas de gas provincial de dicho mes. El precio promedio de estos envíos ha sido de 8,14 dólares por millón de BTU, alcanzando un valor cercano a los 44,33 millones de dólares.

Siete firmas exportaron gas en noviembre: Total Energies (24 %), Tecpetrol (22 %), Pan American Energy (17 %), Wintershall (16 %), YPF (14 %), Pampa Energía (5 %) y Pluspetrol (1 %).

En los primeros 11 meses de 2022 se exportaron 1.400 MMm3, lo que significó 355 millones de dólares. Esto representa un crecimiento de 357 % y 817 % para los volúmenes y valores exportados con respecto a igual periodo de 2021, se indicó.

El gobernador Omar Gutierrez destacó las cifras y aseguró que “Esto es fruto de estas inversiones; imaginen dónde estaríamos si no hubiésemos desarrollado Vaca Muerta, si no se hubiesen invertido este año 5.000 millones de dólares. Este año Vaca Muerta generará 2.500 millones de dólares en exportaciones de petróleo y gas”, concluyó.

La Secretaría de Energía determinó la adecuación de los precios de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) de los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “Plan Gas.Ar” e instruyó a Energía Argentina S.A. (ENARSA), a las empresas productoras y a las distribuidoras y/o subdistribuidoras de gas natural por redes para que en el plazo de los próximos cinco (5) días corridos adecuen los precios en dichos contratos y sean presentados a la S.E. para su corroboración.

Lo hizo a través de la Resolución 6/2023 oficializada el martes (10/1) que vino a ratificar anuncios realizados la semana pasada por la Secretaria Flavia Royón en este componente de la factura (los otros son Transporte, Distribución e Impuestos).

En lo que se refiere al precio del gas PIST para los usuarios residenciales, y con relación al proceso de segmentación de los subsidios estatales a la energía, la secretaria Royon, había anticipado que “en todo el 2023 se aprobará una única actualización en este componente” para los usuarios nivel 1 (altos ingresos) y del nivel 3 (ingresos medios) para el consumo excedente, respectivamente, y que “los usuarios segmentados en nivel 2 (de menores ingresos) no tendrán aumento en el costo del metro cúbico de gas”.

Un anexo de la R-6 detalla los ajustes de este precio a realizar en dos etapas, en marzo y en mayo venideros.

El mismo anexo detalla además los ajustes para los usuarios MiPYME y grandes empresas.
Royón señaló además, con respecto a los comercios, que: “las micro y pequeñas empresas que estén en el registro MIPYME continuarán siendo alcanzadas por los subsidios, mientras que las grandes empresas tendrán un aumento del 28,3 por ciento”. “Es un aumento que cuida a los comercios de barrio, al vecino, y al crecimiento de la industria contra la inflación”, remarcó.

La Secretaria Royón también remarcó que “los tres millones y medio de usuarios de bajos ingresos que han obtenido el subsidio por haberse anotado en el RASE (registro) no van a tener aumentos en el componente del valor del gas este año”. Y agregó que “aquellos hogares que no lo soliciten, o que sean de ingresos altos, recibirán un único aumento del 28,3 por ciento” (en dicho item de la factura) .

“La base de datos de la segmentación sigue abierta”, reiteró:, en alusión al RASE.

El artículo 3° de la R.6 determinó para los beneficiarios de la Tarifa Social abastecidos por gas natural por redes una bonificación del 29,43 % en los precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte “a aplicarse sobre los consumos en exceso del Bloque Base determinado en el Anexo II de la Resolución 474/2017” del ex Ministerio de Energía y Minería.

El artículo 4° determinó que “a los efectos de elaborar los cuadros tarifarios de los servicios de distribución de gas natural por redes de la categoría “Entidades de Bien Público”, el ENARGAS deberá observar las siguientes estructuras, modificándose por la presente, lo establecido por la Resolución 146/2019 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía.

La R-6 también dispone que en aquellas subzonas tarifarias no alcanzadas por las compensaciones tarifarias previstas en la Ley 27.637, determínase para los usuarios cuyos valores unitarios máximos y rangos de consumo se corresponden al de los usuarios de las subcategorías P1 y P2 del conjunto identificado como “Tarifa Servicio General P”, una bonificación del 71,04 % en los precios del Gas Natural en el PIST, que será de aplicación a los consumos de gas realizados a partir del 1° de marzo de 2023.

Para los usuarios cuyos valores unitarios máximos y rangos de consumo se corresponden al de los usuarios de la subcategoría P3 del conjunto identificado como “Tarifa Servicio General P”, determínase la bonificación del 77,21 %, y del 88,65 % en los precios del Gas Natural en el PIST que se aplicará a los consumos de gas realizados a partir del día 1° de marzo de 2023 y del día 1° de mayo de 2023, respectivamente.

En aquellas subzonas tarifarias alcanzadas por las compensaciones tarifarias previstas en el régimen establecido por la Ley 27.637 se aplicará a los usuarios cuyos valores unitarios máximos y rangos de consumo se corresponden al conjunto identificado como “Tarifa Residencial”, una bonificación del 36,49 % en los precios del Gas Natural en el PIST para cada una de tales categorías de usuarios Residenciales correspondientes a los usuarios Nivel 2 definidos en el Decreto 332/2022, la que será de aplicación a los consumos de gas realizados a partir del 1° de marzo de 2023.

La R-6 también determina bonificaciones de los precios del gas natural en el PIST para los usuarios y usuarias del Servicio General “P”, que estén registrados o se registren en el Registro de Empresas MiPyMES creado por la Resolución 220/2019 del Ministerio de Producción y Trabajo. (P1,P2 y P3).

La R-6 instruye al ENARGAS a que disponga las medidas necesarias a fin de que las facturas que emitan las prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución de gas por redes de todo el país reflejen los precios de gas en el PIST establecidos.

Y también establéce que las empresas productoras adjudicatarias del Plan Gas.Ar y ENARSA “deberán facturar las ventas de gas natural a las distribuidoras y/o subdistribuidoras, identificando los volúmenes consumidos por cada categoría, de corresponder, y nivel de usuario definido en el Decreto 332/22, conforme a la metodología establecida por el ENARGAS y aplicando los precios en el PIST que correspondan a la composición porcentual de los consumos de los distintos niveles de segmentación de los usuarios”.

El Mercado Electrónico del Gas, realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales para suministrar a usinas generadoras.

El MEGSA recibió 15 ofertas que totalizaron 25,6 millones de metros cúbicos día y un precio promedio ponderado de U$S 2,83 el Millón de BTU.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, y el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 16/01/2023 y el 31/01/2023.

Del total de ofertas realizadas 10 correspondieron a productores en Neuquén, totalizaron 12,6 MMm3/día y los precios variaron desde 2,15 a 2,99 dólares el MBTU.

Productores en Tierra del Fuego realizaron 3 ofertas por un total de 9,5 MMm3/día y precios de entre 2,77 y 2,81 dólares el MBTU.

Desde Santa Cruz se recibió una oferta de 2 MMm3/día a un precio de U$S 2,83 el MBTU y desde Chubut también una oferta, por 1,5 MMm3/día y un precio de 2,88 dólares el MBTU.

Las estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia y Energía Argentina S.A. definieron los términos de una nueva Adenda (la séptima) al contrato de suministro de gas natural boliviano, que regirá en el año en curso.

Aunque las autoridades argentinas (Enarsa y Secretaría de Energía) no dieron a conocer el detalle del contrato actualizado, sí ocurrió que fuentes oficiales bolivianas explicitaron aspectos centrales de su contenido a diversos medios de ése país.

En un contexto de merma en la producción Bolivia encarará inversiones para perforar una serie de pozos en procura de nuevo gas, con destino al mercado interno, y a la exportación prioritaria a Brasil. También con destino a la Argentina, pero será en menores volúmenes que los enviados en 2022, trascendió.

La compañía boliviana suministrará unos 4 millones de metros cúbicos día en los meses del verano y hasta 8 MMm3/día en los del invierno 2023, bastante menos que en el año pasado (llegó a ser de 14 MMm3/día). El precio durante el verano rondará los U$S 9 dólares el Millón de BTU, y se ajustará a la suba en el invierno en base a una fórmula contractual preestablecida, ligada a la variación del mercado internacional.

Armin Dorgathen, presidente de YPFB, aseguró al canal estatal Bolivia TV que, en exploración, en este año se realizará la perforación de varios pozos para buscar más de un Trillón de Pies Cúbicos (TCF) de gas natural.

“Estamos trabajando en nuevas cuencas como el Subandino Norte, Madre de Dios y realizar la mayor cantidad de prospectos en el Subandino Sur”, confirmó el funcionario.

La exportación de gas a Brasil y a la Argentina resultan claves para la economía boliviana, pero también ha incremento y expandido el consumo interno del gas aplicado a diversos rubros.

Recientemente el presidente de YPFB confirmó que en 2023 se realizarán fuertes inversiones en la exploración de hidrocarburos con el objetivo de aumentar reservas gasíferas.

El gobierno argentino proyecta compensar el menor suministro de gas de Bolivia con la mayor producción propia y para ello se avanza en la construcción del gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, cuya primera etapa deberá estar concluída a finales de junio venidero.

Incluso se ha proyectado revertir el gasoducto del Noroeste argentino para sacar gas de Vaca Muerta hacia Chile, y hacia Brasil, utilizando el ducto con Bolivia.

Con todo, Argentina también deberá importar volumenes de Gas Natural Licuado (mucho mas caro que el gas de Bolivia), aunque quizá en menores volumenes que los del año 2022.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), organismo a cargo del interventor
Walter Martello, rediseñó una aplicación (app) que permite calcular cuánta electricidad consumen los electrodomésticos que cada usuario posee, consultar el consumo anual del hogar y repasar consejos de ahorro energético.

El funcionario explicó que “Incorporamos un diseño más amigable que es utilizable también desde el teléfono celular. Ampliamos sus funciones para facilitar el análisis del consumo eléctrico de los electrodomésticos y realizar una comparación con bimestres anteriores”.

La calculadora permite seleccionar electrodomésticos de uso cotidiano, elegir la cantidad de días y horas que se los utiliza, y obtener tanto el consumo individual como el consumo total del hogar, siempre expresando los resultados en kilowatts.

“Más allá de esa función actualizada y ampliada, ingresando el número de cliente y los últimos 3 números del medidor, la aplicación web incorpora una función para conocer el consumo eléctrico del último año (solo para usuarios de Edenor y Edesur). De esta manera permite analizar el consumo previamente estimado por la calculadora con el de los últimos 6 bimestres, pudiendo así identificar períodos de consumo estacionales por el uso de determinados electrodomésticos”, agregó Martello.

También en la misma página se puede acceder a una serie de consejos para lograr un consumo eficiente de la energía eléctrica. ttps://www.enre.gov.ar/calculadora/index.html

La energética YPF anunció (el viernes 6) el resultado de la colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXI y Clase XXII por un monto total de u$s 300 millones, que representa el retorno de YPF al mercado de capitales local luego de más de 1 año y medio de inactividad, y tras obtener la calificación máxima AAA para un emisor de deuda local.

La colocación constó de dos instrumentos: una obligación negociable dólar linked a 3 años por u$s 230 millones a una tasa del 1% ,y una obligación negociable en pesos a 1 año y medio por u$s 70 millones a una tasa de BADLAR + 3 por ciento.

Esta operación se enmarca dentro del plan financiero 2023 donde la compañía estima incrementar su inversiones por encima del ya ambicioso plan de 2022 que demandó más de u$s 4.000 millones, se indicó.

En las últimas semanas el presidente de la Compañía de mayoría accionaria estatal, Pablo González, estimó que las inversiones para el año en curso rondarán los 5.000 millones de dólares.

Con relación al proceso de segmentación de los subsidios estatales a la energía, la secretaria del área, Flavia Royon, anunció que “en todo el 2023 se aprobará una única actualización en el (componente) precio del gas” (para los usuarios nivel 1 y nivel 3, de ingresos altos y medios), y que “los usuarios segmentados en nivel 2 (de menores ingresos) no tendrán aumento en el costo del metro cúbico de gas”.

La funcionaria precisó las medidas que el gobierno implementará durante este año en materia de gas natural:

Al respecto señaló que “los tres millones y medio de usuarios de bajos ingresos que han obtenido el subsidio por haberse anotado en el RASE (registro) no van a tener aumentos en el componente del valor del gas este año”. Y agregó que “aquellos hogares que no lo soliciten, o que sean de ingresos altos, recibirán un único aumento del 28,3 por ciento” (en dicho item de la factura) .

“La base de datos de la segmentación sigue abierta”, reiteró:, en alusión al RASE.

Royón señaló además, con respecto a los comercios, que: “las micro y pequeñas empresas que estén en el registro MIPYME continuarán siendo alcanzadas por los subsidios, mientras que las grandes empresas tendrán un aumento del 28,3 por ciento”. “Es un aumento que cuida a los comercios de barrio, al vecino, y al crecimiento de la industria contra la inflación”, remarcó.

La Secretaria describió que “este esquema es el resultado del trabajo coordinado dentro del Ministerio de Economía y responde a los lineamientos trazados por el ministro Sergio Massa cumpliendo las metas previstas en el Presupuesto”.

En este sentido, Royon destacó que “se apunta a cumplir con un doble objetivo: construir un sendero de precios previsible para el sector, y reducir las expectativas inflacionarias para proteger el ingreso de los trabajadores y el conjunto de la actividad económica”.
Por este motivo, dijo, “no se producirá ningún aumento en el valor del gas natural para los usuarios inscriptos en el Nivel 2, cuyo único incremento anual se concentrará en los componentes del transporte y la distribución”.

Por otra parte, reiteró Royón, “los usuarios comprendidos en los Niveles 1 y 3 de la segmentación tarifaria vigente (ingresos altos y medios) recibirán un aumento que contempla incrementos en el valor del fluido, en el del transporte y en la distribución”.

De hecho acaba de realizarse una Audiencia Pública para tratar la cuestión de los ajustes a aplicar en los items Transporte y Distribución, que regirían desde febrero, de manera que en esto habrá definiciones en los próximos días.

El aumento resultante sobre los componenetes de la factura del gas no será idéntico para los niveles de usuarios 1 y 3. Energía hace meses determinó que los usuarios del nivel 1 dejan de percibir la totalidad del subsidio tarifario, mientras que los que revistan en el nivel 3 tendrán una reducción parcial de tales subsidios.

En noviembre de 2022 la producción de petróleo en el país aumentó 10.5 % i.a. (interanual) y 13.4 % a.a. en los últimos 12 meses (comparando con igual período inmediato anterior).

La producción de petróleo convencional se redujo 3.9 % i.a. y cayó 3.4 % a.a. en los últimos 12 meses. En cambio, la producción de crudo no convencional (que es el 41.4 % del total de crudo producido) se incrementó 35.5 % i.a y 50.4 % a.a. impulsada por el Shale, describió el informe periódico de tendencias elaborado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).

Del total anual a nivel país, YPF explica el 52 % del aumento en la producción de petróleo, se puntualizó.

Pan American Energy, con una participación del 18 % en el total, aumentó la producción 1,3% respecto del mes anterior y 1.8 % i.a. La producción anual de PAE es 3.5 % a.a. mayor.

Tecpetrol representa el 2.8 % del volumen total y disminuyó su producción 20.9 % i.a. mientras que Vista, con el 6.9 % del crudo total, aumentó un 47.4 % i.a. A su vez, estas empresas aumentaron su producción acumulada en doce meses en 4% y 41.6 % a.a, respectivamente.

Por otra parte, en noviembre de 2022 la producción de Gas natural se redujo 1.1 % i.a y 8 por ciento a.a. La producción de Gas en reservorios convencionales se redujo 4.6 % i.a y 8 por ciento a.a. En cuanto a la producción no convencional de gas natural (54 % del total), aumentó 2.2 % i.a. y 26.3 % a.a. en los últimos doce meses.

La cuenca Neuquina junto con la Cuyana y del Golfo San Jorge incrementaron la producción anual.

Entonces, la producción acumulada en los últimos doce meses crece en 3 de las 5 cuencas del país: crece en las cuencas Neuquina, Cuyana y Golfo San Jorge. 16.1 %, 4.9 % y 2.8 % a.a. Por otra parte, en la cuenca Austral disminuyó 8.8 % a.a. La cuenca Noroeste disminuye 9.2 % a.a.

En un desagregado por principales operadores se observa que YPF, que produce el 27.6 % del gas en Argentina, disminuyó la producción en noviembre 7.9 % i.a. respecto a igual mes del año anterior. A su vez, la producción acumulada de YPF en los últimos doce meses fue 8.8 % a.a. superior.

Total Austral aporta el 22.6 % de la producción total y aumentó 7.1 % i.a. mientras que su producción acumulada durante los últimos doce meses fue 2.8 % a.a inferior.

Pan American, que representa el 12 % de la producción total, disminuyó la producción 6.7 % i.a. respecto a igual mes de 2021. Por otra parte, aumentó su producción anual 21.1 % a.a.

Tecpetrol, con un peso 13.2 % en el total, disminuyó su producción 21.6 % i.a. A su vez, la producción acumulada en doce meses fue 18.3 % a.a superior respecto a igual periodo anterior.

Estas cuatro empresas representan el 76 % del total del gas producido y en conjunto aumentaron 8.2 % su producción acumulada en los últimos doce meses.

DEMANDA
En noviembre de 2022 las ventas de naftas y gasoil aumentaron 2 % i.a. y 11.9 % a.a.

Durante los últimos doce meses, las ventas de Gasoil fueron 9.6 % mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de nafta fueron 15.5 % superiores. Sin embargo, la producción de gasoil y naftas, en el mismo periodo, aumentó por debajo de la demanda: 4.5 % y 4.7 % a.a. respectivamente.

Asimismo, el gas natural entregado al sistema se redujo en octubre 1.8 % i.a. (último dato disponible) y acumuló una baja del 2.3 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

En otro orden, el informe del IAE refiere que la demanda total de Energía Eléctrica aumentó 7.1 % en noviembre de 2022 respecto a igual mes de 2021. El consumo anual de electricidad presenta un aumento acumulado del 4.1 % a.a.

SUBSIDIOS

Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a noviembre de 2022 fueron $ 1,456 mil millones y aumentaron 56.6 % respecto a igual periodo de 2021. CAMMESA lideró las transferencias recibidas con $ 1,048 mil millones y un aumento de 73.6 %, ocupando el 70 % de los fondos ejecutados. Para IEASA (ahora Enarsa) fueron $ 306,892 millones, lo que representa un crecimiento del 116.3 % respecto a igual periodo del año anterior.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) realizó la Audiencia Pública 103 en la cual se expusieron posiciones referidas a la actualización del esquema de tarifas de transición que regiría a partir de febrero próximo, y hasta tanto se concrete la Revisión Tarifaria Integral (RTI), para lo cual se prorrogó un año el plazo que, en principio (año 2020), había sido establecido para diciembre de 2022.

La Audiencia fue encabezada por el interventor en el Ente, Osvaldo Pitrau, quien detalló los objetivos de la convocatoria a empresas prestadoras, entidades de consumidores, entidades empresarias y a particulares, para marcar posición sobre los siguientes puntos:
1) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de transporte de gas natural (conforme el decreto 1020/20 y decreto 815/22).
2) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de distribución de gas por redes (conforme los mismo decretos).
3) Traslado a tarifas del precio de gas comprado en los términos del Numeral 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (Resoluciones ENARGAS 207/22 a 216/22 y Resoluciones ENARGAS 325/22 a 334/22 y Resolución SE 771/22), y consideración de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) correspondientes.
4) Tratamiento sobre Subzonas Tarifarias Únicas por Provincia en la Novena Región – Régimen de Transición Decreto 1020/20 (Formosa, Chaco, Corrientes, Entre Ríos, Misiones).

Al respecto, Pitrau señaló que “hay un proceso de renegociación de las tarifas iniciado con todas las licenciatarias de gas (de Transporte y de Distribución) , y hasta tanto alcancemos acuerdos definitivos (una nueva RTI) habrá una nueva adecuación de tarifas de transición, según corresponda, propendiendo a la normal prestación del servicio actual”.

En este contexto, las transportadoras TGS y TGN formularon -por separado- sus respectivas propuestas de actualización tarifaria transitoria, luego de exponer sus números referidos a inversiones realizadas en los últimos años, incrementos de costos operativos, ingresos por la prestación de sus servicios, y niveles de retraso tarifario comparados con la evolución de otras variables de la economía.

Guillermo Canovas (TGN) se refirió a la situación de “tarifas muy retrasadas en los ultimos cuatro años”, refiriendo por caso que la evolución del IPC en el lapso fue de 473 % y las tarifas del rubro se incrementaron 60 por ciento, con lo que los ingresos reales de la companía se redijeron a casi un cuarto”.

“Es imperiosa una actualización tarifaria transitoria que permita mantener el servicio actual ya que TGN no cuenta con subsidio alguno del Estado ni ingreso adicional”, afirmó.

Cánovas reclamó una adecuación de la tarifa de transporte de gas que, a modo de ejemplo, para un usuario Nivel 1 (por consumo) de Tucumán implicará un ajuste de 7,5 % en su factura , y de hasta el 16,5 % para esa misma categoría en CABA.

Tras señalar que la compañía lleva invertidos 16.600 millones de pesos entre 2020 y 2022, el directivo hizo hincapié en la necesidad de contar con recursos que permitan avanzar en el proyecto que implicará atender la demanda del gasoducto (troncal) Nordeste, construído hace más de 60 años para proveer gas desde el norte del país hacia el sur, y que ahora hay que revertir para transportar desde el sur -Vaca Muerta- hacia el norte, lo que implica adecuar el sistema de plantas compresoras, y demandará una inversión de 3.200 millones de pesos que encarará TGN.

Este proyecto mitiga la brusca caída del suministro de gas proveniente de Bolivia (cuyas reservas han mermado) con el gas producido en Vaca Muerta (NQN).

“En contexto de inflacion de 100 por ciento anual el retraso tarifario arrojó una pérdida operativa de 2.981 millones de pesos en los primeros nueve meses de 2022, indicó”, y señaló que la adecuación tarifaria propuesta por TGN apunta a cubrir “sólo la mitad de esa pérdida”, señaló Cánovas.

Rubén de Muria, por Transportadora de Gas del Sur (tgs) presentó en la Audiencia convocada por el ENARGAS, una propuesta de adecuación de los Cuadros Tarifarios para el servicio de transporte de gas natural solicitando un incremento de transición del 135 % con vigencia 1 de febrero de 2023.

Respecto de la incidencia en la factura al consumidor se indicó que “el costo del servicio de transporte de gas natural en la factura promedio residencial de METROGAS se encuentra en el orden del 9,8 %, correspondiendo el resto de la factura al costo del gas, el margen de distribución y los impuestos”.

En el caso de METROGAS, un Usuario Residencial de la Categoría R.1 cuyo consumo promedio de la categoría es de 191 metros cúbicos al año, paga actualmente 64 $/promedio mes en concepto de transporte sin impuestos. La aplicación del ajuste transitorio propuesto representa un incremento de 86 pesos promedio mes en concepto de transporte, sin impuestos. El 52 % del total de los Usuarios Residenciales de Metrogas corresponde a esta categoría de menor consumo, se indicó.

En relación a las inversiones, se explicó que “tgs continúa realizando importantes esfuerzos para la realización de obras que permiten garantizar la confiabilidad y seguridad del sistema de transporte”.

“Pese al congelamiento tarifario impuesto por la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, tgs prevé finalizar el período quinquenal, abril 2017 a diciembre 2022, invirtiendo en el orden de los 68.000 millones de pesos”, se destacó en la audiencia.

El Enargas definirá en las próximas semanas el nivel de incremento que tendrá entonces el componente transporte en la factura del usuario final del servicio, según niveles de consumo.

Con motivo de cumplir 30 años, Naturgy celebró con los alumnos del programa Energía del Sabor, de la escuela de gastronomía de la Unión de Trabajadores de Turismo, Hoteleros y Gastronómicos UTHGRA Seccional Oeste, en Morón.

El acto fue organizado por la empresa distribuidora de gas natural por redes en forma conjunta con UTHGRA Seccional Oeste (@uthgraseccionalzonaoeste) y las asociaciones Sobre Puentes (@sobrepuentes_) y Soles de Abril (@soles.de.abril), que trabajan con jóvenes con capacidades diferentes. En esta oportunidad y como conclusión del curso los alumnos prepararon 30 tortas decoradas con motivo del aniversario de la empresa.

“Todos los integrantes de la empresa nos sentimos orgullosos de este grupo de alumnos que, a través de nuestros programas de acción social desarrollados durante todo el año, alcanzan su capacitación y pueden desarrollar todo su potencial en esta profesión”, señaló la Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy, Bettina Llapur.

“Nos conmovió la convocatoria espontanea de ellos para conmemorar el 30º Aniversario de Naturgy con tortas preparadas por sus manos y sus corazones. En Naturgy nos sentimos agradecidos de por vida con este grupo”, agregó Llapur.

El programa Energía del Sabor brinda capacitación gratuita en gastronomía con salida laboral. Este año, las capacitaciones se realizaron en el comedor popular “Unidos por la Sociedad” del barrio La Cava, San Isidro, junto con Asociación Civil Peregrina (@asocperegrina); en el centro comunitario “Acá Sí” del barrio Cascallares, Moreno, con la Asociación Civil Siloé (@aca_siloe), y en la mencionada Escuela de Gastronomía de UTHGRA Seccional Oeste, Morón.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1300 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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

Con una producción en noviembre de 3 millones de barriles de petróleo por día, Brasil registró un aumento del 8,5 % frente al mismo mes de 2021. Ya en el comparativo con octubre, la producción de crudo proveniente de esos yacimientos off-shore, cayó 4,6 %, según datos de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP).
En cuanto al gas natural, la producción del penúltimo mes del año se ubicó en 140,3 millones de metros cúbicos por día, 2,8 % más que en el mismo mes de 2021 y un 5,6 % superior a la de octubre.

De los yacimientos marítimos se obtuvo el 97,4 % del petróleo producido en el mes y del 84,7 % del gas extraído en el mismo período, así como la elevada productividad de los pozos del Presal, responsables por el 74,5 % de la producción brasileña.

El campo de Tupi, que explota hidrocarburos en el Presal en la cuenca marina de Santos, se mantiene como el más importante del país, con una producción de 812,49 barriles diarios de petróleo y 38,38 millones de metros cúbicos de gas natural.
Petrobras, individualmente o como integrante de consorcios, mantuvo su liderazgo, como responsable por el 91,61 % de petróleo y gas natural producidos por Brasil en noviembre.

Le siguieron la noruega Equinor Brasil, con una producción de 73.726 barriles de petróleo por día, la francesa TotalEnergie (28.368), la brasileña Petro Río Jaguar (30.770) y la anglo-holandesa Shell (26.288), todas en su calidad de integrantes de diferentes consorcios.
Las estadísticas de la ANP reúnen los resultados de la explotación de petróleo y gas natural de 45 diferentes empresas que operan en Brasil en 264 áreas cedidas en concesión, ocho áreas en que los operadores comparten su producción con el Estado y cinco áreas que el Estado le concedió a Petrobras en condiciones especiales. 

El presidente de la Nación, Alberto Fernández, dictó el laudo arbitral solicitado por la provincia de Mendoza por la controversia surgida en el seno del Comité Interjurisdiccional del Río Colorado (COIRCO), y ratificó la necesidad de realizar un Estudio de Impacto Ambiental Regional e Integral sobre toda la cuenca del Río Colorado como condición para aprobar la construcción de la obra de Aprovechamiento Hídrico Multipropósito “Portezuelo del Viento”.

El ministerio del Interior informó que, además, el presidente Alberto Fernández instruyó al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y a la Secretaría de Infraestructura y Política Hídrica del Ministerio de Obras Públicas, a colaborar con el COIRCO en la elaboración de los procedimientos técnico administrativos necesarios para la realización del Estudio de Impacto Ambiental, los cuales deberán llevarse a cabo en un plazo de 60 días.

Cabe recordar que Buenos Aires, Río Negro, Neuquén y La Pampa, cuatro de las cinco provincias que integran COIRCO junto con Mendoza, solicitaron durante la reunión del Consejo de Gobierno del Comité la realización de dicho estudio ambiental integral para aprobar la obra.

EL PROYECTO

El proyecto Aprovechamiento Hídrico Multipropósito Portezuelo del Viento consiste en la construcción de una presa y una central hidroeléctrica sobre el Río Grande, en la cuenca del Río Colorado (departamento de Malargüe), en el sur de la provincia de Mendoza.

La realización del proyecto nace de una demanda presentada por el Gobierno provincial de Mendoza ante el Estado nacional en 1998. Recién el 29 de agosto de 2006, el entonces gobernador Julio Cobos y el ex presidente Néstor Kirchner firmaron el convenio por el que la Nación se comprometió a hacerse cargo íntegramente de la construcción de la presa Portezuelo del Viento, describe un informe elaborado por la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN).

Portezuelo del Viento comprende la construcción de una presa y una central hidroeléctrica. Según indica el proyecto, la presa tendrá 185 metros de alto, lo que la convertirá en una de las más grandes de planeta. El embalse ocuparía una superficie total de 3.860 hectáreas.

La usina hidroeléctrica proyectada estará equipada con tres turbinas Francis de 30 MW cada una, se alimentará por un túnel de 700 metros de largo y 6 metros de diámetro y tendrá una tubería forzada de 40 metros de largo. Se estima que generará 884 GWh/año.

El cierre sería de escollera con pantalla de hormigón, de 510 metros de largo. Tendría un vertedero curvo, diseñado para crecidas, de 1.600 m3/s. En total, se utilizarían alrededor de diez millones de metros cúbicos de materiales sueltos y hormigón.

Además de la presa y la central, el proyecto planea el tendido de una línea eléctrica, la construcción de las rutas nacionales 145 y 226 y la relocalización de Villa Las Loicas.

El informe de FARN refiere que el consorcio a cargo de la construcción de la presa y la central hidroeléctrica está conformado por Sinohydro (46 %), IMPSA (22 %), Ceosa (16 %) y Obras Andinas (16 %) y cuenta con la participación de la firma china CGGC. El grupo Malal Hue, se encargaría de la construcción de las rutas.

Se acordó que el proyecto sería financiado por la Nación mediante el Decreto 687/2007 y sería administrado por la provincia.

El primer presupuesto oficial, de 2007 y fijado por el Ministerio de Infraestructura de Mendoza, ascendía a U$S 834 millones. Luego, en 2019, se estimó que el costo de las obras sería de U$S 1.023 millones, monto que, según un acuerdo (Decreto 1320/2019) el Estado nacional acordó entregar a la provincia en el plazo de cinco años.

A su vez, el Gobierno mendocino solicitó al consorcio una rebaja del 45 % del total propuesto. El consorcio estipuló un costo alrededor de 40 % mayor al previsto inicialmente para la obra, argumentando que la cadena de pagos y las cuotas que el Gobierno provincial debe pagar se pueden paralizar por el contexto económico.

MENDOZA Y LAS OTRAS PROVINCIAS

El Río Grande, donde se planea realizar la represa, da nacimiento al Río Colorado en confluencia con el río Barrancas, y es también uno de sus principales afluentes. Así, el Río Colorado nace en el sudoeste de Mendoza y luego recoge agua de varios afluentes importantes a lo largo de 1.114 kilómetros de recorrido, pasando por Buenos Aires, La Pampa, Neuquén y Río Negro. Por ello, cada una de esas provincias se ve afectada por las acciones que se realicen en el río.

El COIRCO es la entidad que debe aprobar todas las obras a lo largo del curso de este río. El comité —ratificado por la Ley Nacional 21.611 de 1977— fue creado por un acuerdo entre Buenos Aires, La Pampa, Mendoza, Neuquén y Río Negro para regular el caudal de agua que le corresponde a cada una de estas provincias, así como los proyectos de infraestructura que se puedan realizar.

Las decisiones tomadas por las provincias en el COIRCO, como la construcción de Portezuelo del Viento, deben ser unánimes. De no ser así, la situación pasa a estar sujeta a un laudo que deberá resolver el presidente de la Nación.

La instancia de laudo arbitral del COIRCO fue activada dos veces en relación a la aprobación de Portezuelo del Viento. En la primera, en enero de 2018, el entonces presidente Mauricio Macri se decidió a favor de la realización del proyecto con la condición de que se evalúe el impacto ambiental en toda la cuenca del Río Colorado.

Acerca de la segunda, elevada a principios de 2022, ahora se conoce la definición del presidente Alberto Fernández.

China está por batir un récord de compras de gas ruso. Alcanzará los 48.000 millones de metros cúbicos este año en función del contrato firmado con Gazprom. Estiman que el suministro podría alcanzar los 100.000 millones de metros cúbicos entre 2027 y 2028 cuando la segunda ruta del gasoducto Fuerza de Siberia ,que pasará por el territorio de Mongolia, esté en marcha.

En la actualidad el suministro de gas a China se envía a través del gasoducto Fuerza de Siberia y tuvo un excedente de 18,7%.

Gazprom y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPS) firmaron el contrato por un plazo de 30 años en mayo del 2014. El valor estimado en aquel entonces alcanzó la cifra de 400.000 millones de dólares, y da paso al mayor sistema de suministros de gas ruso al gigante asiático.

El gasoducto inaugurado hace un año conecta 2 grandes yacimientos de gas del este de Rusia: Chayanda y Kovikta.

La Secretaría de Energía de la Nación firmó con diversas distribuidoras de electricidad por redes del interior del país un acuerdo para regularizar su relación contractual -que las tenía como fuertes deudoras- con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, convenio al que se sumaron Edenor y Edesur, las dos principales, que operan en el AMBA.

Flavia Royon encabezó el acto de firma de convenio con las distribuidoras con el objetivo de “sanear el vínculo comercial con CAMMESA, en el marco de las condiciones establecidas por el artículo 16 del decreto 88/2022”, indicó Energía.

“La normalización de la situación de las distribuidoras se realiza en base a las condiciones fijadas por la Ley de Presupuesto 2021 que fueron prorrogadas para el corriente año (2022). En esa norma se fijaron tasas diferenciales y una moratoria de 96 cuotas para resolver el estado de deuda que las empresas de distribución mantuvieran hasta la fecha.

A su vez, la propuesta incluye como condición normalizar, a partir de 2023, el pago corriente de generación hacia CAMMESA”, señaló la Secretaría, dependiente del Ministerio de Economía.

Energía puntualizó que: Se están llevando a cabo la regularización de las deudas de las distribuidoras de energía eléctrica con CAMMESA.

Se firmaron a la fecha 11 Actas Acuerdo de distribuidoras que mantenían deuda con CAMMESA, y 5 adicionales que se firmarán durante el 2023.

Estas 16 distribuidoras, sumadas a las que ya se han firmado en el marco del Artículo 87, totalizan 61 distribuidoras, que habrán alcanzado su acuerdo de regularización, representando el 80 % de las distribuidoras del país.

Estas 16 distribuidoras, están regularizado $ 210.946 millones de deuda, lo que representa el 72 % del pasivo con CAMMESA pendiente de regularizar a agosto 2022 (periodo de regularización establecido por la Resolución 642/2022).

En rigor, y según un detalle anexo al texto del acuerdo, sobre el monto antes indicado se reconoce a las empresas una “compensación” de casi $ 65.000 millones, con lo que la deuda a pagar y financiar es de 145.000 millones (70 % del monto original).

Las principales empresas comprendidas por el acuerdo son Edenor, Edesur, SECHEEP, EPEC, EMSA, EDEMSA, CALF, EDELAR, y Cooperativa de Trelew.

A partir del marzo 2023, todas las regularizadas se encontrará en la obligación de pagar el 100 % de la transacción con CAMMESA, lo que redundará en una cobrabilidad cercana al 92 % de CAMMESA.

“En caso de no haber arribado a estos acuerdos, la cobrabilidad de CAMMESA seguiría empeorando como ocurrió en los últimos meses, que pasó de una cobrabilidad en el mes de octubre de 75 % al en el mes de noviembre, del 64 por ciento”, consideró Energía.

La Secretaria Royón sostuvo que “es un día histórico por la cantidad de acuerdos que hemos firmado para regularizar las deudas con CAMMESA, esto es clave para la sostenibilidad del sistema, un aspecto en el que el ministro Sergio Massa hizo hincapié desde el primer momento en el que iniciamos su gestión”.

Sobre la continuidad de este mecanismo, la secretaria Royon aclaró que “En la nueva ley de Presupuesto el artículo 89 también contempla la necesidad de ordenar la relación entre las distribuidoras y CAMMESA”.

La secretaria resaltó la importancia de haber arribado a estos acuerdos y dar cumplimiento a lo planteado en la Ley de Presupuesto 2021: “se trata de una piedra fundamental para el camino de ordenamiento del sistema energético de nuestro país, que es un objetivo de la Secretaría”, señaló.

El acto contó con la participación del subsecretario de Energía eléctrica, Santiago Yanotti; la subsecretaria de Coordinación Institucional de Energía, Florencia Álvarez Travieso; el interventor del ENRE, Walter Martello; el gerente general de CAMMESA, Sebastián Bonetto, y directivos de las distribuidoras de todo el país.

Las empresas firmantes brindan el servicio en Córdoba, Chaco, Mendoza, Misiones, Chubut (Rawson, Trelew y Sarmiento) Zárate, y el Área Metropolitana de Buenos Aires.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, ENRE, encaró una investigación sobre las causas del apagón que afectó en las primeras horas del domingo 1 de enero a mas de 300 mil usuarios del servicio de electricidad a cargo de la distribuidora Edesur.

El interventor Walter Martello afirmó al respecto que “instruí a las Áreas de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias y de Seguridad Publica y Medio Ambiente a iniciar una investigación, con visita in situ al lugar de los hechos, con causa en la interrupción del servicio para elevar el respectivo informe”.

La empresa operada por Enel, en tanto, explicó la interrupción del suministro por un incidente ocurrido en la Subestación Perito Moreno. “Técnicos de la compañía detectaron que un globo de pirotecnia ingresó minutos después de la medianoche en el patio interno de la Subestación” y que esto “provocó un cortocircuito que generó que actuaran las protecciones, dejando fuera de servicio dos transformadores de la red de alta tensión”.

El incidente de corte ocurrió entre las 00.20 y las 02.10 del domingo aproximadamente. “Una vez que nuestros equipos pudieron recomponer la zona afectada dentro de la Subestación el servicio fue normalizado en etapas”, se indicó.

La zona afectada comprendió principalmente a los barrios de Caballito, Flores, Liniers y Mataderos.

Martello, afirmó que el Organismo penalizará a la distribuidora Edesur por el corte de suministro en el marco de los festejos de Año Nuevo que “dejó a miles de usuarios sin luz”.

“Vamos a penalizar a la empresa. Aunque sabemos que no es la solución, es una de las herramientas de las que dispone el ENRE para cumplir nuestra función de control”, manifestó el Interventor en Twitter.

Aunque en menor medida, también hubo uruarios afectados por cortes en el área a cargo de Edenor, lo cual también esta siendo evaluado por el ENRE.

Recientemente se dio a conocer que el Laboratorio Nacional Lawrence Livermore, dependiente del Departamento de Energía estadounidense, “produjo más energía de fusión que la energía láser utilizada” en un experimento en el que venía trabajando.

Se trataría de un avance histórico en fusión nuclear que podrá revolucionar la producción de energía limpia y segura en el planeta, lo que permitiría romper la dependencia actual de los combustibles fósiles, principal causa de la crisis climática.

Consultado respecto de este logro, Julián Gadano, docente de Energía Nuclear en la Maestría en Desarrollo Energético Sustentable del ITBA, respondió a las consultas de Energía&Negocios

¿En qué consiste esta novedad?

En términos técnicos, lo que se obtuvo, es una ganancia neta en un experimento de generación de energía mediante fusión nuclear. En pocas palabras, esto significa que se ha generado más energía que la invertida en el proceso. Es un logro extremadamente significativo, que seguramente implicará que esta fecha sea recordada en el futuro.

Dicho esto, creo que corresponde explicar algunas cosas, a efectos de que los lectores comprendan mejor de qué se trata este tema. En primer lugar, ¿qué es la fusión nuclear? Es una forma de generar energía. ¿Cómo? Vamos un poco más atrás: la energía nuclear en términos generales (de la cual la fusión nuclear es una de sus formas) es una fuente energética que permite generar energía a través de fenómenos físicos, relacionados con la manipulación del núcleo de un átomo. En ese proceso se libera mucha energía por unidad de masa y de tiempo y, en general, lo que permite es generar mucha energía térmica (calor) que permite al mismo tiempo producir vapor de agua, lo que mueve turbinas que a su vez le dan movimiento a un generador eléctrico. La realidad es que esto no es muy diferente que lo que hace cualquier central térmica: se calienta agua, el agua se transforma en vapor, el vapor mueve una turbina y ésta un generador eléctrico. La gran diferencia es que las centrales eléctricas alimentadas por carbón, petróleo o gas natural, generan calor a través de un proceso químico que llamamos combustión. Ese proceso es contaminante y además emite gases de efecto invernadero (principalmente Dióxido de Carbono) lo cual, como ya sabemos, está afectando seriamente el clima planetario.

Se trata de un proceso físico: se impacta en el núcleo del átomo de un elemento determinado, y ese proceso libera energía sin combustión, es decir sin contaminar y sin emitir –en el proceso– gases de efecto invernadero.

La energía nuclear, por lo tanto, es una fuente de energía dentro de las que hoy llamamos “limpia”. Además, genera mucha más energía por unidad de tiempo (kWh) en el proceso. Es lo que llamamos “densidad energética”. Para ejemplificar, 1 kg de carbón permite generar 3 kWh, mientras 1 kg de uranio (el material usado con más frecuencia para la fisión nuclear) permite generar 50.000 kWh es decir 16.500 veces más.

Esta cifra nos sugiere que usar uranio es mucho más eficiente y recomendable que el carbón, petróleo o incluso gas natural. Se consume menos combustible, se genera más energía, contamina menos y no emite gases de efecto invernadero.

Sin embargo, la energía nuclear utilizada actualmente a nivel masivo para generar energía, además de brindar esos beneficios, muestra algunos problemas que hace que algunos países sean renuentes a utilizarla. La forma de generar energía eléctrica desde fuente nuclear que hoy es utilizada en las centrales nucleares que funcionan en el mundo (incluida Argentina) es lo que llamamos “fisión nuclear”, es decir: romper (“fisionar”) el núcleo de un átomo muy pesado (típicamente uranio en su isótopo 235) y en ese proceso generar mucha energía (¡50.000 veces más que la combustión del carbón!). A su vez, ese núcleo fisionado liberará neutrones que, en su carrera, fisionarán otros núcleos que liberarán energía y otros neutrones que golpearán sobre otros núcleos, esto es lo que llamamos una “reacción en cadena” que, en un proceso controlado, permite sostener generación de energía en forma estable. Pero ese proceso, que significó (digámoslo así) desestabilizar un átomo pesado, implica que ese átomo inestable deberá buscar una nueva forma estable, lo que lo tendrá liberando energía por cierto tiempo (que en el caso del uranio es muy largo). Y además de energía, libera partículas cargadas (que llamamos “iones”) que son dañinas para los cuerpos orgánicos vivos si entran en contacto con éstos. Es lo que popularmente se conoce como partículas radiactivas.

La industria nuclear ha encontrado la forma de confinar el uranio usado en las centrales nucleares, para que el proceso no sea dañino. Pero la posibilidad de accidentes no es nula. Es muy baja, pero no es nula. Además, el confinamiento es complejo y costoso, lo que redunda finalmente en el precio de la energía. Pero, sobre todo, lo más importante es que genera en la población (sobre todo después de los tres accidentes que hubo) una significativa sensación de inseguridad, es decir, miedo.

Yo diría que la realidad es que ese miedo no está realmente fundado en hechos. La industria nuclear tiene una tasa de accidentes bajísima: sólo 3 accidentes graves en 60 años en todo el mundo. Pocas industrias pueden mostrar una tasa tan baja. Pero el miedo es el miedo y, como tal, es real. No vale decir “no me importa, sigo igual”. Además, luego de cada uno de esos tres accidentes que mencioné, los gobiernos impusieron estándares más exigentes a la industria, que la industria supo satisfacer… a un costo.

¿Qué sucede con el peligro de radiación?

Soy de los que creen que son muchos más los beneficios que la energía nuclear actual (la fisión) nos trae, que los riesgos que implica. Sin embargo, reconozco que la radiación ha sido y es un problema.

Dicho esto, ¿qué es la fusión nuclear? Es el fin de ese problema. Técnicamente, se trata del proceso opuesto: fusionar dos núcleos de elementos muy livianos (típicamente versiones isotópicas un poco más pesadas del hidrógeno, que llamamos deuterio, o tritio) lo que también libera mucha energía en poco tiempo. Como mínimo, 5 veces más que la fisión, esto es 250.000 veces más que la combustión del carbón.

Ya eso es muy bueno ya que con por lo menos 10 centrales del tamaño de Embalse podríamos generar la energía que necesita toda la Argentina (y probablemente con muchas menos). Pero eso no es lo más interesante. El gran cambio es que -a diferencia del proceso de fisión del uranio- el material encuentra estabilidad muy rápidamente, liberando helio. Lo que para la salud de los cuerpos orgánicos vivos es la nada misma. Mucha energía, mucho más barata y cero impacto en el ambiente y en la salud. Aunque no todo es tan simple.

El logro que anunció el Departamento de Energía de los EEUU es muy relevante e histórico porque demostró que el proceso es posible. A través de un mecanismo que llamamos confinamiento inercial, lograron llevar el material a muy altas temperaturas y velocidades y, en un estado de la materia que llamamos plasma, se logró “apretar” tanto el material, que se venció la natural repelencia magnética que tienen las partículas con la misma carga, lo que permitió la fusión. Pero el gran logro del último experimento no es ese, sino que todo eso se hizo obteniendo más energía que la invertida directamente en el proceso. Lo que llamamos una “ganancia neta”. Es decir, se demostró que esto es posible. Ahora bien, de ahí a que esto sea viable falta bastante. Para que nos demos una idea, para lograr la fusión mediante este mecanismo, el material tuvo que alcanzar 100 millones de grados. De hecho, es lo que ocurre en el sol. Digamos que trajimos el sol a la tierra, lo cual es un logro increíble, pero para lograr esto de manera permanente, estable y a costos competitivos, falta un tiempo. Es solo cuestión de tiempo (y dinero) pero falta un tiempo.

¿Entonces cuándo se podrá disponer de esa energía en el mundo?

Bueno, como decíamos antes, el logro científico ya está y ahora es sólo cuestión de tiempo y dinero. Pero estamos hablando de tiempos que para la humanidad son cortos, pero para una persona o una sociedad no lo son tanto. Probablemente 20 años y quizás un poco más. Pero estamos hablando de que nuestros hijos o nietos vivirán muy probablemente en un mundo en el que la energía se generará desde pequeños “soles” controlados, de manera masiva y casi infinita. Es maravilloso ver lo que la ciencia -que no es otra cosa que un logro de la humanidad- puede lograr.

¿Cuáles son sus beneficios?

Principalmente, generar energía de manera limpia, accesible, segura y casi infinita. De ahí se desprenden otros beneficios científicos, ya sea para la salud o la desalinización de agua de océanos. Pero lo más importante es la posibilidad de generar energía limpia y accesible.

¿Qué riesgos conlleva?

Toda transformación de la naturaleza implica riesgos. Pero comparativamente, estamos hablando de una forma de generar energía en muy grandes cantidades liberando helio en ese proceso. No hay dudas de que los riesgos son muchísimo más bajos que los beneficios que genera.

¿Cuánta inversión puede demandar eventualmente?

Es difícil saberlo, porque el Lawrence Livermore no es el único laboratorio que está trabajando en fusión. De hecho, la instalación más conocida es el ITER, que es un proyecto de “gran ciencia” cooperativo entre varios países, cuya sede está en Francia. También hay varios otros. Pero estamos hablando de decenas de miles de millones de dólares. Sin duda, no son proyectos para países pobres, ni siquiera de ingresos medios lo cual no termina siendo una buena noticia. Sin embargo, países como Argentina o Brasil pueden formar parte de proyectos multinacionales, obteniendo muchos beneficios de ello. De hecho, Brasil ya participa en el ITER. No es barato, requiere invertir dinero de manera constante, pero sin duda países como el nuestro participarán del proceso de alguna manera.

La empresa cordobesa fue parte de los principales eventos nacionales, como Expoagro, Agroactiva y Expominería, entre otros. En estos espacios recibió clientes y diferentes actores relacionados al sector para gestar nuevos acuerdos comerciales, aprender, intercambiar ideas y mejorar de cara a lo que se viene.

Además, hizo historia al participar de NACS Show (National Association of Convenience Stores, por sus siglas en inglés), en Las Vegas, Estados Unidos. Allí se debatieron temas diversos con los más prestigiosos profesionales, quienes en esta oportunidad. Brindaron un panorama integral de la gestión empresarial del futuro, los escenarios de la movilidad en la transición energética, la expansión del parque de vehículos eléctricos y la dirección de compañías en tiempos de incertidumbre, entre otros.

En relación a la presencia de Bertotto Boglione en eventos de tamaña envergadura, Pablo Capuano, Gerente Comercial de la firma, remarcó: “Estos espacios demuestran no sólo el liderazgo que la empresa mantiene en estos casi 75 años en el mercado, sino que además demuestra la variedad de sus productos a la hora de resolver las necesidades de almacenamiento de nuestros clientes”.

APRENDIZAJE
En pos de que los resultados se multipliquen, se llevó a cabo otro ciclo de la escuela de soldadura y oficios que resalta el valor del aprendizaje compartido. Entre marzo de 2021 y noviembre de 2022 se desarrollaron 19 grupos que formaron parte de la #EscuelitaDeSoldadura y escuela de oficios.

A través de la experiencia y el conocimiento de los referentes, más de 94 personas recibieron una invalorable oportunidad de aprendizaje. Con el valor agregado de lo aprendido tanto para desarrollarlo en nuestra organización como en la que se lo requiera. Es en estos espacios en donde el verdadero trabajo en equipo y co-creación los resultados benefician a nuestra cadena de producción.

CRECIMIENTO
Bertotto Boglione adquirió una planta para ampliar los metros cuadrados de producción. El nuevo espacio de la firma cordobesa es de 8.000 metros cuadrados cubiertos. Allí se llevará a cabo el armado final de conexión eléctrica e hidráulica de los equipos que lo requieran, con especial foco en bombas, surtidores y cañerías.

Es que la empresa pisa fuerte en la industria nacional y, esta vez, no es la excepción. Cuenta con más de 200 empleados entre la planta y los administrativos, en una nueva muestra de que apostar a la mano de obra argentina es fundamental para proyectar un crecimiento productivo.

El motivo principal de la adquisición de esta nueva planta es aumentar la producción en vista a los objetivos 2023 y, claro, afianzarse en el mercado internacional, donde ya tiene un protagonismo más que importante con exportaciones a Chile, Uruguay, Perú, Bermudas, Panamá, Emiratos Árabes, Nigeria y Jamaica. Y claro que esto cobra un valor aún mayor por el contexto a nivel país y las restricciones para importar y realizar envíos al extranjero.

BALANCE Y EXPECTATIVAS
Pablo Capuano se mostró optimista de cara a lo que se viene: “Y lo cerramos diciendo que el 2023 va a ser un año cargado de expectativas de crecimiento y seguir marcando lugares de liderazgo e innovación. También es el año de los 75 años de la empresa que apostó al crecimiento regional y hoy en día exporta al mundo. Es un cierre de año positivo para todo el equipo de trabajo, que hacen posible esto y sin dudas nos estamos preparando para un 2023 con nuevos desafíos y nuevos proyectos” .

Trascendió en el ámbito de la industria petrolera que el aumento del 4 por ciento en los precios de los combustibles pautado con el ministerio de Economía de la Nación para enero ocurrirá en la segunda quincena del mes.

De esta manera, el sector de refinación en su conjunto NO aplicara el aumento en los combustibles en lo inmediato, es decir en el arranque de enero, algo que sí ocurrió en diciembre.

El acuerdo de precios pautado con Economía estableció ajustes del 4 por ciento en diciembre, enero y febrero, y del 3,8 por ciento en marzo.

La pauta fijada se relaciona con la intención del gobierno nacional de morigerar la suba de la inflación en el primer semestre del nuevo año, y es similar al criterio aplicado en otros rubros.

Según los trascendidos, en función del compromiso asumido con el gobierno nacional, el aumento del 4 % previsto para el primer mes del 2023 será luego de la segunda quincena. En tanto, se aplicaría el mismo criterio para los meses restantes.

La actividad de YPF en 2022 fue destacada en distintas áreas. Obtuvo resultados positivos y de crecimiento productivo, desendeudamiento y está planificando nuevas inversiones en infraestructura de cara a 2023. Varios analistas destacaron los logros de la petrolera que se detallan a continuación

Gonzalo Gaviña, asesor financiero de PPI, apuntó al potencial de la empresa que tiene al Estado nacional como su mayor accionista: “YPF con un valor de acción de alrededor de US$8,65 en Nueva York, es una compañía que se está diversificando en la industria, ya sea en Vaca Muerta, con su fuerte posicionamiento con potenciales negocios en la industria del litio, el gas u otros productos derivados, como el sector agropecuario”.
“La diversificación de su producto y el potencial que tiene de explotación el crudo, el gas y litio en la Argentina lo posiciona como uno de los grandes candidatos. Más si hay cambio electoral”, explicó.

“No sorprendería para nada ver a YPF en US$12-20 en uno o dos años. Me parece que es una de las indicadas. De hecho, ha presentado uno de los mejores balances de su historia”, afirmaron desde Silver Cloud Advisors.
En 2022, YPF mejoró su calificación crediticia, a raíz de la cancelación de su deuda y de sus inversiones en Vaca Muerta. Luego de optimizar métricas operacionales y fortalecer su perfil financiero, la petrolera que tiene al Estado argentino como principal accionista, obtuvo pasó de “AA+” a “AAA”, según resolvió FIX, la agencia de rating local afiliada de Fitch Ratings.
La principal productora de gas y petróleo de la Argentina apunta a invertir US$5.000 millones en 2023, un incremento frente a los US$4.100 millones que se había puesto como meta para este año.
Viene de presentar cinco trimestres consecutivos de ganancias netas, y ha continuado en 2022 con su política de desendeudamiento.
La compañía proyecta duplicar su producción de crudo para el 2026.

Exxon Mobil demanda a la Unión Europea (UE) por la imposición de un impuesto a las ganancias extraordinarias de las petroleras, informó Financial Times. La petrolera declaró que la demanda fue presentada este miércoles por sus filiales alemana y holandesa ante el Tribunal de Justicia de la UE, en Luxemburgo, al considerar que el bloque comunitario se extralimitó en sus competencias legales.

El portavoz de Exxon Mobil, Casey Norton, afirmó que la introducción del impuesto era “contraproducente”, ya que “socavaría la confianza de los inversores, desalentaría la inversión y aumentaría la dependencia de las importaciones energéticas”. Eso no solo va contra los intereses de la empresa, sino también contra los de los propios países europeos, que actualmente se enfrentan a la crisis energética y “luchan por reducir las importaciones energéticas de Rusia”.

Según Norton, Exxon Mobil invirtió 3.000 millones de dólares en proyectos europeos en los últimos 10 años y ahora está considerando si seguirá invirtiendo en la región. “La inversión aquí dependerá sobre todo de lo atractiva y competitiva que sea Europa a nivel mundial”, subrayó el portavoz.

La empresa estadounidense intenta impugnar la legitimidad de la decisión del Consejo de la UE de imponer el nuevo impuesto a escala comunitaria. Se espera que los procedimientos jurídicos puedan prolongarse durante gran parte del próximo año.

El nuevo impuesto entrará en vigor mañana (31 de diciembre) y gravará como un mínimo un 33 % los beneficios imponibles de las petroleras en 2022 y 2023, y es que las compañías del sector registran ganancias que superan significativamente el beneficio medio de los años anteriores debido a la crisis energética provocada por las sanciones occidentales contra Rusia. La Comisión Europea espera que el impuesto recaude 25.000 millones de euros, lo que reduciría la factura energética.

Productores y comercializadores de gas natural ofertaron el suministro de 1.250.000 m3/día en la subasta que realizó el MEGSA para CAMMESA con destino al aprovisionamiento interrumpible de gas natural para generación eléctrica durante todo el mes de enero de 2023.

Las ofertas se realizaron con un precio PIST promedio ponderado de 2,16 dólares por millón de BTU, y de U$S 2,47 por MBTU puesto en el GBA.

A diferencia del Concurso de Precios del martes 27, en el nuevo podían participar todos los productores en general (hayan sido adjudicatarios o no del Plan Gas) y comercializadores.

El volumen adjudicado correspondió a 200.000 M3/día para productores del Noroeste, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Chubut y Neuquén, con precios PIST que oscilaron entre 2,14 y 2,27 U$S por millón de BTU. Y fue de entre U$S 2,43 y 2,50 dólares el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Otras dos ofertas, por 100 mil y 150 mil m3/día, fueron realizadas por productores de Chubut y Neuquén a precios PÏST de 2,20 y 2,30 dólares, y precios de U$S 2,50 y 2,52 dólares puesto en el Gran Buenos Aires.

La Oficina Anticorrupción (OA) habilitó la inscripción al Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE).

RITE es una plataforma virtual dirigida a empresas -privadas, públicas y con participación estatal-, mutuales o cooperativas y entidades sin fines de lucro, cualquiera sea su tamaño, interesadas en mostrar su compromiso con el desarrollo de acciones de integridad. También permite que los organismos públicos de todo el país puedan tener un mejor conocimiento de la integridad de las empresas para sus contrataciones.

Las empresas y entidades que quieran visibilizar su compromiso con los negocios éticos pueden solicitar su ingreso a la plataforma RITE.

Por medio de una adhesión voluntaria, las empresas y entidades pueden visibilizar su compromiso con los negocios éticos. El objetivo de RITE es contribuir al desarrollo y mejora de los programas de integridad, al intercambio de buenas prácticas y a la promoción de ambientes transparentes en negocios y mercados.

Actualmente hay más de 30 empresas pioneras. Para ello, las empresas mantuvieron diferentes encuentros con el equipo de la OA y los consultores y consultoras que acompañan a la iniciativa, en los cuales trabajaron sobre elementos de los Programas de Integridad que recorre el formulario y recibieron asistencia técnica para poder sumar sus programas al registro. Las empresas, a su vez, realizaron propuestas y recomendaciones para mejorar la plataforma.

Ellas son Aerolíneas Argentinas SA, AySA, Banco Nación, YPF e YPF Luz, Metrogas, Correo Argentino, Fábrica Argentina de Aviones (FAdeA), Administración de Infraestructura Ferroviaria (ADIFSE), Operadora Ferroviaria SE (SOFSE), Casa de Moneda SE, Bayer SA, Colcar Merbus SA, Novo Nordisk Pharma Argentina SA, Datastar Argentina SA, Unión Argentina de Proveedores del Estado (UAPE), Core Consulting SA, Grupo CETA, CIAR SA, Trace Group SA, RSN Gestión SAS, Alitaware SAS, Condiment SA, Bioars SA, Igarreta SACI, Lab Systems SA, Asociación Mutual y Cooperativa Belgrano, Asociación Mutual de Pensionados Sociales Ley 5110, Asociación Mutualista del Docente de la Provincia de Córdoba, Asociación Fitosanitaria del Nordeste Argentino (AFINOA), Federada Salud, Contreras SA, HCO SA, Operaciones Agroportuarias SA, EuroAmerica Group SA y HR Strategy SRL.

Luis Villanueva, Subsecretario de Políticas de Transparencia de la OA y principal impulsor del RITE destacó: “RITE es más que una plataforma. Da la posibilidad a las empresas de mostrar lo mejor que tienen sus Programas de Integridad, pero también es un espacio de articulación del sector público y privado”.

“La posibilidad de crear políticas de integridad a partir de RITE marca una diferencia en qué es el compliance de acá en más. A nivel regional, además, van a haber vinculaciones con RITE, todas van a querer mostrar el Programa de Integridad, es lo que vemos a futuro” concluyó Villanueva.

RITE surge de una acción colectiva inédita en nuestro país y la región, tras un proceso de elaboración colaborativa del que participaron profesionales del ámbito privado, académico, de la sociedad civil, gobierno y de empresas con participación estatal.

Como consecuencia de este proceso de coconstrucción del RITE se crearon los formularios que conforman el registro, aprobados mediante la RESOL-2022-9-APN-OA#PTE. Los formularios fueron elaborados en mesas de trabajo de las que participaron más de 80 profesionales especializados en la temática, y en las que se recibieron más de 500 comentarios y aportes que fueron considerados por la OA.

El formulario referido a Programas de Integridad es uno de los elementos fundamentales del RITE y contiene preguntas sobre diferentes componentes que conforman los programas de integridad en las organizaciones. Además, posibilita a las organizaciones identificar los aspectos necesarios para lograr mejoras en los mismos.

También se elaboró el formulario de Debida Diligencia, que complementa las políticas y procedimientos que las empresas realizan a la hora de evaluar hacer negocios con su cadena de valor, con dos objetivos: i) ofrecer la posibilidad de aportar información con un enfoque basado en riesgos; y ii) ofrecer la posibilidad de brindar información sobre eventuales antecedentes judiciales (de la entidad o sus accionistas o miembros de la Alta Dirección), y las acciones de remediación que la empresa haya implementado.

A diferencia de la información relativa al formulario del Programa de Integridad, los datos del formulario de Debida Diligencia no está disponible de manera abierta a la comunidad de RITE, sino que los usuarios deberán solicitarla y la empresa autorizar a brindarla.

Por otro lado, la plataforma contiene una Caja de Herramientas con recursos de aprendizaje y guías sobre RITE con material informativo, videos, plantillas y documentos modelo para acompañar el fortalecimiento de las acciones de integridad de empresas y entidades.

Cabe destacar que RITE colabora con la implementación efectiva de la Ley 27401 de Responsabilidad Penal de las Personas Jurídicas permitiendo mejorar el cumplimiento de los requisitos establecidos en la norma para la contratación con el Estado, así como el conocimiento y evaluación por parte de las oficinas públicas de los programas de integridad.

La iniciativa cuenta con el apoyo del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos de la Nación, encargado del desarrollo informático, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que impulsó la etapa de diseño e implementación de la plataforma, y del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), que posibilitó que RITE esté disponible para municipios y provincias.

Las organizaciones pueden solicitar su adhesión al registro vía e-mail a rite@anticorrupcion.gob.ar.

La petrolera Tecpetrol, integrante del grupo argentino Techint, obtuvo la concesión de un área de explotación petrolera en Neuquén de una superficie de 159 km2, dentro de la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

Ricardo Markous, Ceo de Tecpetrol, comentó “tenemos previsto, al menos, perforar 164 pozos, invertir durante toda la concesión alrededor de 2.500 millones de dólares”, Markous indicó que en una primera etapa Tecpetrol hará una inversión cercana a los 500 millones de dólares para poner en marcha el área y “llegar a una producción de, al menos, 15.000 barriles”.

“Si los resultados son buenos podemos, inclusive, duplicar esta producción y llegar a los 30 mil barriles de petróleo”, afirmó.

En la etapa piloto, que contempla un periodo de tres años, Tecpetrol perforará y pondrá en producción cinco pozos horizontales de entre 2.100 y 2.500 metros de rama horizontal, con un mínimo de 30 etapas de fractura por pozo. Según se indicó estos trabajos requieren 58,1 millones de dólares

También se construirá una línea de conducción para la producción y adecuación de las instalaciones cuyo desembolso requerido será de otros 7,5 millones de dólares, por lo que la empresa terminará invirtiendo un total de 65,6 millones de dólares en la etapa piloto.

Una vez transcurrido el periodo de tres años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 158 pozos nuevos, sumando un total de inversión por 2.400 millones de dólares. Con esta nueva concesión, la provincia de Neuquén suma 46 proyectos de gas y petróleo no convencionales, abarcando una superficie de 9.742 kilómetros cuadrados dentro de Vaca Muerta.La colosal formación, la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo, vive una fuerte actividad de exploración y un incipiente desarrollo masivo, con millonarias inversiones de grandes empresas multinacionales y otras de escala media.

PROYECTOS
Los principales proyectos para el 2023 son los de continuar con el desarrollo del área Fortín de Piedra (el principal yacimiento gasífero de la cuenca neuquina), y de las áreas El Tordillo (Chubut) y Aguaragüe (Salta), y avanzar en la evaluación del potencial de petróleo de las áreas Los Toldos II Este y Puesto Parada en Vaca Muerta.
La concreción de proyectos de infraestructura tanto para gas como petróleo, la implementación de las políticas públicas que favorezcan las inversiones en el sector como el plan Gas.Ar 5 y la promulgación de leyes para promover las inversiones en hidrocarburos y proyectos de exportación como LNG serán fundamentales para el desarrollo del sector.

El gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil y los presidentes de YPF, Pablo González, y de Y-TEC, Roberto Salvarezza, firmaron un convenio marco de colaboración para crear en la provincia una planta de fabricación de celdas, baterías de ion-litio y material activo.

“Este acuerdo permite potenciar el trabajo que venimos desarrollando desde Y-TEC que tiene como objetivo principal generar el conocimiento para que las provincias productoras puedan utilizar esta tecnología para agregarle valor al litio en sus propios territorios” afirmó el presidente de YPF, Pablo González.

Por su parte, el gobernador destacó que “hoy es un día histórico en el que Catamarca acompaña con el litio la transformación de la matriz energética. Y esto también tiene que servir para cambiar la matriz productiva de Catamarca y generar más actividad y empleo”.

Además, recordó que “antes, hubo una política de vaciar YPF. Hoy nosotros reafirmamos que Catamarca tiene una empresa provincial que pudo asociarse con YPF para desarrollar proyectos productivos”.

En tanto, el presidente de Y-TEC, Roberto Salvarezza, destacó que “Catamarca ha estado muy presente en materia de litio. Aquí tenemos nuestro primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN”. Además, resaltó la importancia del agregado de valor a la producción minera, al señalar que “somos dueños del recurso y
debemos darle valor al carbonato catamarqueño. La planta emplea insumos nacionales como este carbonato,con el que podemos producir 3 mil baterías. Vamos a tener dos proyectos muy importantes en Catamarca” , concluyó.

En este sentido, el ministro de Minería, Marcelo Murua, explicó que la firma del convenio marco establece crear dos plantas donde Catamarca comience a desarrollar el material activo para las baterías y empezar a producir celdas para la generación de energía estacionaria, que cuenta con una alta demanda actual y permanente en la provincia.

El funcionario comentó que desde Catamarca viene trabajando junto a Y-TEC. aportando la materia prima de carbonato de litio para el funcionamiento de la planta piloto ubicada en el partido de Berisso, provincia de Buenos Aires. “Ahora, a través de la transf erencia tecnológica realizada por Y-TEC, Catamarca podrá desarrollar su propia f ábrica para producir el material activo (LFP: Litio, Hierro y Fosf ato) y celdas de baterías
necesarias para la generación de energía estacionaria”.

Del acto también participaron el vicegobernador, Rubén Dusso; la senadora nacional, Lucía Corpacci, el Intendente de la capital, Gustavo Saadi, el vicepresidente de YPF Litio, Hernán Letcher y la presidenta deCAMYEN, Susana Peralta, entre otros funcionarios y funcionarias.