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Gran hallazgo de Wintershall Dea en aguas de México

Wintershall Dea junto a sus socios Harbour Energy y Sapura OMV, realizaron un importante descubrimiento de petróleo en el área de exploración Kan del Bloque 30, ubicado en aguas someras de la Cuenca Salina (parte de las Cuencas del Sureste), en la costa de México. Conforme a las estimaciones preliminares, el descubrimiento podría contener entre 200 y 300 millones de barriles de petróleo equivalente.

“Este importante descubrimiento en el primer pozo de exploración operado por
Wintershall Dea en la costa de México supone un gran éxito”,
señala Hugo Dijkgraaf,
Director de Tecnología (CTO) de Wintershall Dea y miembro del Comité Ejecutivo
responsable de exploraciones globales. “Fue uno de los bloques más disputados de la
ronda de licitación 3.1 de México en 2018. El exitoso descubrimiento de Kan confirma
el atractivo del Bloque 30, el cual complementa el extraordinario portafolio delicencias de Wintershall Dea en México. Se trata de un importante paso en el objetivo
de ampliar nuestra presencia en México y contribuye al desarrollo de un nuevo eje
potencial en aguas someras en las Cuencas del Sureste”,
enfatiza Dijkgraaf.

Kan es el primero de los dos pozos comprometidos del Bloque 30. El área Kan
está ubicada a unos 25 kilómetros de la costa de Tabasco, a una profundad de
aproximadamente 50 metros y dentro de una zona de varios descubrimientos del
Mioceno; incluye el descubrimiento de clase mundial de Zama, y los descubrimientos
de Polok y Chinwol, en los cuales Wintershall Dea posee importantes participaciones.
El pozo Kan, perforado por la plataforma Ran de Borr, alcanzó una profundad total de
3,317 metros y encontró arenas con un espesor neto de más de 170 metros del
Mioceno superior con buenas propiedades petrofísicas y petróleo de alta calidad. Se
perforó un pozo de reentrada en sentido ascendente a 3,087 metros y se recuperaron
además aproximadamente 250 metros de núcleos en las arenas del yacimiento
principal.
Martin Jungbluth, Managing Director de Wintershall Dea en México, señala: “Tras la
reciente presentación del Plan de desarrollo de la unidad para el campo de Zama y la
adquisición de una importante participación en el campo de producción de Hokchi, el
descubrimiento en el Bloque 30 es el siguiente hito en importancia para Wintershall
Dea en México. Desde nuestra sólida posición de mercado, con nuestros proyectos de
alto retorno en las fases de exploración y desarrollo, así como nuestros proyectos
actuales de producción, esperamos contribuir a un mayor desarrollo del sector
energético de México”

El consorcio del Bloque 30 evaluará los extensos datos recopilados sobre el subsuelo
para preparar el plan de prospección del descubrimiento de Kan, y enviarlo a la
Comisión Nacional de Hidrocarburos de México antes de finales de julio de 2023.
Una vez completados el pozo y la reentrada de Kan-1EXP, la plataforma Ran de Borr se
trasladó a un segundo prospecto para su perforación en el Bloque 30 de Wintershall
Dea. Dicho prospecto se denomina lx y se ubica a unos 20 kilómetros hacia el noreste
del descubrimiento de Kan.
El operador Wintershall Dea posee un 40 % del Bloque 30, mientras que Harbour
Energy y Sapura OMV un 30 % respectivamente.

Wintershall Dea llegó a México en 2017. En México, la empresa comenzó a explorar y
producir hidrocarburos en el año 2018. Desde entonces, la compañía ha logrado
establecerse como una de las principales empresas internacionales de upstream de
México, con participaciones en licencias en todas las fases de la cadena de valor de
exploración y producción.
Con una participación del 50 %, Wintershall Dea es el operador del campo petrolero
onshore Ogarrio desde 2018. Las demás participaciones corresponden a uno de
nuestros socios, la empresa estatal mexicana Pemex. Por otra parte, Wintershall Dea
posee el 37 % del Bloque Hokchi offshore, que produce actualmente unos 27 000 barriles equivalentes de petróleo al día. Wintershall Dea es el segundo accionista en
tamaño del descubrimiento de importancia mundial de Zama, tras Pemex.
Adicionalmente, Wintershall Dea tiene participaciones materiales en diez bloques de
exploración offshore en el Golfo de México y es el operador en tres de ellos.

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Se renovó por otros cuatro meses el esquema de aumentos de 4 % para naftas y gasoils

El ministerio de Economía firmó con las principales operadoras del mercado local de combustibles una renovación del esquema de precios aplicado entre diciembre y marzo, ahora desde el 15 de abril hasta el 15 de agosto, con incrementos del 4 por ciento mensual, siempre con la intención gubernamental de morigerar la inflación.

Luego de una reunión de funcionarios de la Secretaría de Energía y de la Secretaría de Comercio con directivos de las empresas petroleras YPF, PAE, Raízen (Shell), y Trafigura, en la que se rubricó el acuerdo, Economía comunicó que:

Las secretarías de Energía y de Comercio renovaron el acuerdo de Precios Justos con el sector petrolero para estabilizar los precios de los combustibles durante los próximos 4 meses.

Este acuerdo, presentado por la secretaria de Energía, Flavia Royon, y el secretario de Comercio, Matías Tombolini, establece una pauta del 4 % mensual en los precios de la nafta y el gasoil desde el 15 de abril hasta el 15 de agosto. Con esta medida se busca proteger a los consumidores y fomentar la estabilidad en el mercado.

Rubricaron el acuerdo las empresas YPF, PAE, Raízen y Trafigura.

Estuvieron presentes en el anuncio Alejandro Cerviño (Gerente de Relaciones Externas y Gubernamentales de Raízen Argentina S.A), Agustín Agraz (Vicepresidente de Relaciones Institucionales de Operaciones Downstream de Pan American Energy), Alejandro Fernández (Vicepresidente comercial de YPF) y Martín Urdapilleta (Gerente General de Trafigura).

Al respecto la secretaria Royon declaró que “entendemos que esto requiere esfuerzo de las empresas, el Estado ya está haciendo un esfuerzo de manera de contener los precios y anclar la expectativa inflacionaria para que esto no tenga un efecto en los precios y en el bolsillo de la gente”.

Por su parte Tombolini sostuvo que “la firma de este acuerdo nos permite dar una señal de previsibilidad a consumidores, usuarios y empresas y, además, acompaña la hoja de ruta establecida por el ministro Massa que nos impulsa a sostener el equilibrio fiscal y cuidar las reservas”.

Cabe referir que en el cuatrimestre diciembre-marzo el esquema de ajustes en los precios de las naftas y gasoils fue del 4 % mensual. La inflación (IPC) en dicho período osciló entre el 6 y el 7 por ciento mensual, impulsada principalmente por aumentos en rubros tales como Alimentos y Bebidas, Indumentaria, y servicios de Salud, de Telecomunicaciones, y Turismo.

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UT Sacde-Techint describió avances del tendido del GPNK. Primeras pruebas hidráulicas

La UT Sacde-Techint, a cargo de la construcción del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner en los renglones 1 y 2 de la traza Tratayen (Neuquén) -Salliqueló (Buenos Aires) -el renglón 3 está a cargo de BTU- actualizó su informe periódico sobre el grado de avance de los trabajos en desarrollo.

Al respecto detalló que “se está avanzando a lo largo de la traza de forma simultánea, según lo previsto. Con más de 1.000 equipos y un gran esfuerzo de organización”. “Una obra que habitualmente se realizaría en 24 meses y hoy se está ejecutando con un objetivo de 10 meses”.

● A fin de marzo se completaron los cruces especiales de la Ruta Nacional 35 y las Rutas Provinciales 18 y 9 (provincia de La Pampa). Además se está llevando a cabo la limpieza de los primeros tramos para dar lugar a las pruebas hidráulicas en ambos renglones.

● A fines de febrero finalizó la fase de apertura de pista en la totalidad de la traza del gasoducto, mientras que el transporte de tuberías a su ubicación definitiva (desfile), avanza cumpliendo los plazos previstos.

● Los frentes de soldadura automática están trabajando por sobre la productividad prevista, avanzando a un promedio de 4,5 km de tuberías soldadas por día, con los tiempos planificados para su finalización.

● Las plantas de soldadura de doble-junta completaron las primeras dos etapas y fueron trasladadas a su última ubicación en La Pampa, donde ya se encuentran operativas.

Por su parte, desde la empresa estatal ENARSA, a cargo del proyecto GPNK, se ratificó el objetivo de tener habilitado el nuevo ducto a finales de junio venidero, lo que permitirá evacuar gas natural producido en Vaca Muerta a razón de 11 millones de metros cúbicos día.

También informó la llegada del primero de dos turbocompresores que equiparán sendas plantas impulsoras del gas cuyo montaje es paralelo a la construcción del ducto. Su entrada en operaciones está prevista para finales de agosto, lo que posibilitará elevar el volumen de transporte del gas por el GPNK a 22 millones de metros cúbicos diarios.

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Economía incorporó a Eramine al régimen de fomento a inversiones para exportar litio

El Ministerio de Economía otorgó el certificado de inscripción a Eramine Sudamérica al Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones de litio (Decreto 234/21 y 836/21).

Con el otorgamiento del certificado referido, la empresa Eramine (filial de la empresa minera francesa Eramet) continúa avanzando con su inversión de U$S 680 millones en el proyecto de litio Centenario-Ratones, en Salta, comunicó Economía.

El proyecto de esta empresa cuenta con una expectativa de vida superior a los 40 años y tiene como objetivo iniciar sus exportaciones a partir del 2024, con una proyección inicial anual de U$S 74 millones que aumentará gradualmente hasta alcanzar los U$S 300 millones en 2026, se describió.

El Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones habilita permite que las empresas tengan libre disponibilidad de una fracción del monto total de divisas ingresadas al país.

Esto les permite cancelar las deudas que contraen para el financiamiento de los proyectos mientras que asegura un balance cambiario superavitario para la Argentina.

Además, será el primer proyecto cuya producción se obtenga en un 100% a través de un método de extracción directa en el país.

Esta inversión se incluye dentro de las anunciadas en los últimos dos años, equivalentes a más de U$S 11.000 millones, de los cuales, U$S 5.141 millones corresponden a inversiones en litio.

El Ministro de Economía Sergio Massa afirmó que “Argentina tiene la posibilidad de convertirse en un actor clave en el contexto de transición hacia energías más limpias y la entrega del certificado es un gran paso en la construcción de un marco de confianza y fomento del sector minero”.

Argentina ya es el cuarto productor de litio en el mundo. En el corto plazo, se espera que otros cinco proyectos de litio, que a la fecha se encuentran en construcción, entren en producción en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca.

Se trata de Cauchari Olaroz y Mariana, ambos de la firma china Ganfeng Lithium; Sal de Oro, de la surcoreana POSCO; Sal de Vida, de la australiana Allkem Lda; y Tres Quebradas, de la empresa china, Zijin Mining Group.

Estos, junto a los dos proyectos que se encuentran en operación, aumentarán la capacidad productiva del país a más de 200 mil toneladas, lo que permitirá alcanzar alrededor de U$S 5.600 millones en exportaciones de litio para el año 2025, se indicó.

Acerca de la certificación la Secretaria de Minería, Fernanda Ávila, destacó que “esto representa un paso más en la creación de un marco de desarrollo para la industria minera, que genera reglas claras y brinda seguridad jurídica. Queremos que las empresas apuesten por los recursos y el capital humano y científico que ofrece nuestro país”.

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Massa-González: YPF, Oleoducto, GNL y precios de los combustibles

El ministro de Economía, Sergio Massa, mantuvo un encuentro de trabajo con el presidente de YPF, Pablo González, con quien analizó los planes de inversión de la compañía para el corriente año y la reactivación del Oleoducto Trasandino, que se encontraba cerrado hace más de 10 años y permitirá exportar crudo a Chile.

Durante el encuentro, Massa y González también destacaron el acuerdo alcanzado en Estados Unidos para darle cierre a la demanda por contaminación ambiental contra la empresa Maxus, firma comprada por la petrolera argentina en 1995.

El ministro y el presidente de la petrolera de mayoría accionaria estatal conversaron sobre la pronta reactivación del Oleoducto Trasandino, prevista para fines de abril o principios de mayo, cuando concluyan los trabajos de puesta a punto del ducto.

Además, Massa y González analizaron la presentación ante el Congreso de la Nación del proyecto de ley para la producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL), que el gobierno impulsa y los potenciales inversores en el rubro esperan ver aprobado.

Del encuentro también participó el CEO de YPF, Pablo Luliano.

Economía informó también que en la reunión se analizó el tema del “sendero de precios previsto para los combustibles”, sin dar mayores detalles al respecto.

Es que en marzo concluyó un acuerdo cuatrimestral de ajuste de precios para las naftas y gasoils que fue pautado por Economía a razón del 4 por ciento mensual, con la intención de morigerar la inflación. Por otros factores la inflación se situó en dicho período entre el 6 y 7 por ciento.

Habrá que ver que criterio se sigue desde el mes en curso con los precios de los combustibles. Por su alto nivel de participación, YPF incide fuertemente en el mercado local.

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YPFB gestiona con Argentina y Brasil la reversión de ductos para transportar el gas de Vaca Muerta

Armin Dorgathen, presidente ejecutivo de YPFB, sostuvo que “uno de los mayores problemas de Vaca Muerta es el transporte, y Bolivia tiene una de las llaves para la solución”.

Aludió así a la posibilidad de exportar el gas natural producido en Neuquén a Brasil revirtiendo los gasoductos que hoy transportan (cada vez menos) gas boliviano a la Argentina, para luego empalmar con el sistema de ductos por el cual Bolivia provee (también en volúmenes a la baja) al mercado brasileño.

Bolivia ve mermada su producción y mientras procura inversiones en nuevos pozos exploratorios (YPF de Argentina podría aportar en tal sentido) también esta considerando importar gas argentino para su procesamiento y uso en el mercado interno, que está en desarrollo.

El presidente de la estatal YPFB señaló en una disertación durante la Reunión Regional de la Asociación Internacional de constructores de Pipe Line & Off Shore (IPLOCA), en Santa Cruz de la Sierra que a Bolivia también le interesa el gas argentino para industrializarlo. Sus declaraciones fueron publicadas por diarios de Bolivia, y reproducidas en medios especializados de Argentina.

Bolivia está conectada con Argentina y Brasil mediante el sistema de ductos conformado por Gas Transboliviano (GTB), filial de YPFB, y la Transportadora Brasileira Gasoducto Bolivia-Brasil (TBG), como socio mayoritario.

Desde Argentina se está considerando avanzar con la reversión del Gasoducto del Noroeste para incrementar exportaciones a Chile y también a Bolivia y el sur de Brasil.

Ello, mientras se ejecuta la etapa I del gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner desde Tratayén (Vaca Muerta, Neuquén) hasta Salliqueló, en Buenos Aires. La etapa II de dicho ducto (entre Salliqueló y el sur de Santa Fe) requiere financiamiento que el ministerio de Economía está procurando. Restará además definir el recorrido de un ducto hasta la frontera común con Brasil.

Dorgathen señaló que “hay diferentes empresas que están visualizando la oportunidad de ingresar a Bolivia. La necesidad de gas que existe en el mercado brasileño es creciente, ya sea que el recurso venga de Vaca Muerta o de campos bolivianos, o que venga del GNL”, puntualizó en su disertación.

El directivo reconoció que Bolivia enfrenta una declinación en la producción de gas por lo que está centrando su atención en el mercado interno y en los compromisos con Brasil, su principal destino de exportación del insumo, por los altos precios internacionales que rigen actualmente. Ello, sin descuidar los contratos de provisión que todavía tiene con Argentina, al menos hasta 2024.

“Tenemos un problema claro con la producción, hay una declinación hace bastante tiempo de nuestros campos que son reservorios naturalmente fracturados”, explicó Dorgathen, de acuerdo a declaraciones reproducidas por el sitio Energía Bolivia, y por Argentports.com

El gobierno impulsa una campaña de perforación en campos maduros y de exploración para hallar nuevos yacimientos. “Tenemos un retraso en la ejecución del plan, pero el objetivo es que 35 pozos puedan estar perforados antes del 2025“, sostuvo el presidente de YPFB.

Por otra parte, Dorgathen reveló que es intención de YPFB de invertir en algún yacimiento de Vaca Muerta para producir principalmente petróleo, tanto para el mercado de Argentina como para el de Bolivia.

“Estamos armando el proyecto, todavía no tenemos todos los números, pero el objetivo es hacerlo lo antes posible. Hemos tenido varias reuniones con diferentes operadores que están allá, con varias empresas, hemos hablado con la gente que está a cargo de los ductos”, afirmó Dorgathen en una entrevista del diario-portal boliviano La Razón.

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GPNK: Caños, válvulas y turbocompresor

La estatal Enarsa, a cargo del proyecto de construcción del gasoducto troncal Presidente Nestor Kirchner informó el arribo al país del primero de dos turbocompresores a instalar, uno en el arranque y el otro al final del primer tramo del GPNK , en Tratayén (Neuquén) y en Salliqueló (Provincia de Buenos Aires) , respectivamente.

El montaje de las dos plantas compresoras permitirá duplicar el volúmen diario de gas natural a transportar desde Vaca Muerta, llevándolo de 11 millones de metros cúbicos hasta 22 MMm3.

Estas obras son de ejecución paralela y complementaria al tendido del ducto de 573 kilómetros de extensión, que está en pleno desarrollo, explicaron desde ENARSA. Se está soldando cañería a razón de 5 kilómetros diarios, a lo cual luego le suceden los trabajos de revestimiento, bajada a tierra y prueba hidráulica por tramos. Asimismo, se indicó que ya arribaron las primeras partidas de válvulas que requiere el ducto.

La fecha prevista para que el gasoducto quede habilitado (Apto para funcionar) es el 20 de junio, de manera que en el inicio transportará 11 MMm3/día. En tanto, la instalación completa y puesta en operaciones de las dos plantas compresoras se estima ocurrirá a finales de agosto.

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China se suma a la lista países con barcos propulsados por hidrógeno

El Energy Observer es el nombre del primer barco de cero emisiones propulsado por hidrógeno que circuló en 2017. En 2022 zarpó el británico (el H-USV ) capaz de transportar una carga útil de 4.500 kg y viajar entre 40 y 60 días . Ahora, China se sumó a la lista países con barcos propulsados a hidrógeno después de Japón y Noruega. Según el diario chino Global Times inauguró en marzo su primer barco de combustible de H2.

“Three Gorges Hydrogen Boat No. 1”, así llama el barco , que fue construido por Jianglong Shipbuilding Co. Ltd. para Yangtze Power Co. y establece un nuevo estándar para los barcos de navegación por aguas interiores, avanzando hacia las emisiones cero.

Es un catamarán de pasajeros, tiene 49,9 metros de eslora y 10,4 de manga, con una velocidad máxima de 28 km/h. Funciona con una celda de combustible de hidrógeno de 500 kW y un sistema de baterías de litio de 1.800 kWh.

Se prevé que el barco alcance una autonomía máxima de crucero de 200 km a velocidad económica. Además, el barco ha sido descrito por tener un menor consumo de energía y producir menos ruido.

El barco obtuvo varias anotaciones de clase, como FC-POWER 1, Green Ship-3, I-ship (M), EEDI-3 y el Electrical Propulsion System. Estas certificaciones reflejan el alto nivel del navío en términos de eficiencia energética, comportamiento medioambiental e innovación tecnológica, lo que le hace merecedor de una mayor calificación de buque ecológico e inteligente, según CCS.

Para apoyar la aplicación generalizada de la energía del hidrógeno en las aguas de las Tres Gargantas, la Corporación de las Tres Gargantas de China realizó importantes inversiones en la construcción de estaciones de hidrógeno en tierra para garantizar la transferencia de hidrógeno a los barcos.

CCS afirmó que el uso de celdas de combustible de hidrógeno proporcionará una importante base teórica y datos de apoyo para la posterior promoción de barcos de celdas de combustible de hidrógeno en China, añadiendo que el barco también proporcionará una importante plataforma experimental para la prueba de la tecnología de celdas de combustible de hidrógeno en la industria marítima.

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Las petroleras chinas apuestan fuerte por las energías renovables

Las empresas, China Petroleum and Chemical Corp o Sinopec, China National Offshore Oil Corp (CNOOC) y PetroChina prevén una inversión conjunta de 14.500 millones de dólares en proyectos de energías renovables en China.

Sinopec quiere convertirse en el principal actor chino en el emergente mercado del hidrógeno y prevé ampliar su infraestructura actual para instalar más estaciones de hidrógeno para vehículos de pila de combustible.

El plan nacional de hidrógeno de China pretende que en 2025 circulen al menos 50.000 vehículos de pila de combustible, frente a los 12.000 de finales de 2022, lo que requerirá una amplia red de estaciones de recarga de hidrógeno.

Sinopec también puso en marcha un proyecto de hidrógeno ecológico en Mongolia Interior para alimentar una planta de procesamiento de carbón. Su objetivo es reducir las emisiones de dióxido de carbono de la planta en unos 1,4 millones de toneladas al año.

La petrolera CNOOC está invirtiendo entre 15.000 y 30.000 millones de dólares en nuevas fuentes de energía, básicamente en plataformas eólicas marinas. Su primer proyecto en esta dirección consiste en la construcción de la plataforma eólica flotante de alta mar Haiyou Guanlan, cuyo inicio de operaciones está previsto para junio. Se prevé que esta plataforma eólica, situada a más de 100 kilómetros de la costa de la provincia de Hainan, genere una media de 22 millones de kilovatios/hora al año.

PetroChina, el mayor productor de petróleo y gas natural de China, creó un centro de investigación en Shenzhen para centrarse en las nuevas fuentes de energía, con el objetivo de invertir 10.000 millones de dólares anuales de aquí a 2025. La empresa energética invirtió unos 1.200 millones de dólares en energía solar y otras renovables, incluida la región de Xinjiang, donde su inversión multiplicó por seis su capacidad total en 2022.

El avance de China hacia las emisiones netas de carbono cero no se limita a las empresas estatales. El Gobierno fijó objetivos ambiciosos para el desarrollo de las energías renovables. Se espera que los sectores de la energía eólica y solar de China alcancen el 28% de la producción eléctrica del país en 2030 y el 81% en 2060, frente al 13% en 2022.
El gobierno también aumentó los incentivos financieros para las energías renovables, y es probable que la inversión en energía eólica y solar supere los 600.000 millones de dólares a finales de esta década.
Estas empresas estatales están orientadas a aprovechar las oportunidades creadas por la transición energética del país, no sólo para reducir las emisiones, sino también para ampliar sus negocios, mantener su dominio del mercado, entrar en nuevos mercados y mejorar su imagen corporativa.
 

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Energía describió obras en curso y a encarar por casi 5 mil km de líneas eléctricas

La Secretaría de Energía describió que ya cuenta con 54 obras de transporte y distribución eléctrica en ejecución “a lo largo y a lo ancho del país, en el marco del Plan Federal de Transporte Eléctrico, que busca reactivar proyectos paralizados e impulsar nuevas obras de infraestructura energética”.

Al respecto se indicó que “la gran mayoría de las provincias cuentan con este tipo de obras que, con fondos del Estado nacional, servirán para mejorar la calidad de la energía eléctrica que llega a los hogares, comercios, fábricas, instituciones y todo tipo de actividades productivas”. mencionando los casos de Chaco, Buenos Aires, Santa Cruz, Catamarca, La Rioja, Tucumán, Chubut, Misiones, Neuquén, Formosa y Río Negro.

Este año, la Secretaría de Energía tiene previsto llegar a 4.988 kilómetros de red de tendido eléctrico, y 6.318 MVA de capacidad de transformación, se puntualizó.

La secretaria de Energía, Flavia Royon, sostuvo que “la inversión en infraestructura eléctrica es fundamental para el desarrollo de la Argentina, y la realización de estas obras contribuirá al fortalecimiento de la red eléctrica de transporte y distribución, mejorando la calidad y la confiabilidad del suministro eléctrico en todo el país”.

Se destacó en este sentido las obras de tendido finalizadas en los distritos bonaerenses de Ensenada, San Vicente, Benito Juárez, Henderson, General Villegas, y en municipios dentro de San Juan, Chaco, y Misiones, entre otras.

“Más de 1.600 kilómetros se encuentran finalizados y/o en plena ejecución para robustecer al sistema de alta tensión de nuestro país”, explicó Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica, quien precisó que 3.350 kilómetros de tendido están por ejecutarse a partir de este año.

Para este 2023, se espera que entren en servicio varias obras de gran alcance e impacto en el Sistema Argentino de Interconexión, que contribuirán al fortalecimiento de la red eléctrica de transporte y distribución. Una de ellas es la obra de Atlántica Sur, que permitirá la interconexión eléctrica de la región patagónica con el resto del país.

“Nos pusimos a proyectar los requerimientos del sistema eléctrico argentino, junto al Consejo Federal de Energía Eléctrica diseñamos un máster plan para incorporar más generación, más líneas de transporte, más transformación”, manifestó Royón quien puntualizó que “en estos meses ya activamos obras que se encontraban paralizadas, gestionamos financiamiento y licitamos nuevas obras que van a sumar 6.318 MVA en LAT y ET. Esto es fundamental para dar más confiabilidad al sistema argentino de energía”.

Otra obra que se pondrá en marcha es la Estación Transformadora 25 de Mayo, que permitirá el acceso a la red eléctrica de transporte de una importante región del oeste de Buenos Aires, mejorando la calidad del servicio y la seguridad energética de más de un millón de vecinos y vecinas de 25 de mayo, Bragado, Chivilcoy, Saladillo y otros más de 30 partidos de la Provincia.

Esa nueva Estación Transformadora está localizada a 12 km. de la ciudad de 25 de Mayo, en el cruce entre las líneas existentes de extra alta tensión 500 kV Ezeiza – Henderson 2 y de alta tensión 132 kV Bragado – Saladillo, a las que se prevé añadir un nuevo tendido de alta tensión 132 kV, de 70 km de extensión, entre 25 de Mayo y Chivilcoy, y también quedará preparada para recibir dos líneas adicionales de 500 kV. Tendrá una capacidad instalada de transformación de 600 MVA, una de las mayores del país, a partir de dos transformadores 500/132/33 kV de 300/300/50 MVA cada uno.

Asimismo, se han lanzado los pliegos de licitación para la realización de obras en Catamarca, Salta y Santiago del Estero, y en breve se publicarán los de Tucumán. Estas obras también tendrán un impacto significativo en la red eléctrica de transporte, contribuyendo a su expansión y modernización, se comunicó.

La obra Interconexión Bahía Blanca – Mar Del Plata (E.T. Bahía Blanca – E.T. Vivoratá – Obras Complementarias) tiene como objetivo la Interconexión Atlántica y requirió de un tendido de aproximadamente 444 kilómetros de línea, y la puesta en marcha de la nueva Estación Transformadora Vivoratá 500/132 kV 900 MVA y además las salidas de 132 kV hacia Balcarce, Necochea y Mar del Plata, incluyendo también una DT 132 kV a Villa Gesell y una nueva Estación Transformadora.

Esta es una de las mayores y más relevantes obras en el marco del Plan Federal de Transporte Eléctrico, revistiendo singular importancia para el desarrollo de las economías regionales del sur bonaerense al mejorar sustantivamente la calidad del servicio y garantizar un abastecimiento eléctrico confiable y sin restricciones.

“La nueva infraestructura eléctrica permitirá mejorar la eficiencia en la distribución de energía eléctrica en la región y satisfacer la creciente demanda de energía. Además, se instalarán nuevas subestaciones y equipos de alta tecnología para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico”, remarcó Royón.

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YPF anunció un acuerdo por el “caso Maxus”. Pagará U$S 287,5 Millones

YPF oficializóó un acuerdo con el Fideicomiso de Liquidaciónón Maxus que, de cumplirse ciertas condiciones, desestimará todas las acciones iniciadas contra YPF y Repsol y otorgará una liberación y absolución total de los reclamos que presentó dicho Fideicomiso por hasta U$S 14.000 millones.

En 1992 se privatizó YPF y asumió su conducción José Estenssoro. En 1995 y bajo la misma gestión, YPF desplegó una estrategia de expansión internacional y adquirió Maxus, una empresa norteamericana de petróleo y gas. Maxus tenía activos en diversos países (Estados Unidos, Bolivia, Indonesia, Ecuador y Venezuela) y su compra era parte de una estrategia de negocios que fue presentada como muy interesante para la YPF ya privatizada.

Años antes, en 1986, Maxus había vendido su negocio de químicos a Occidental Chemical Corporation y aceptado indemnizar a la misma por los pasivos ambientales derivados de sus operaciones.

En el año 2005 el Estado de Nueva Jersey demandó a Occidental y Maxus -añadiendo más tarde a YPF y Repsol- por la contaminación del Río Passaic (a 10 km de la ciudad de NY) con residuos químicos. En consecuencia, Occidental hizo valer su indemnidad y Maxus, la empresa que había adquirido YPF en 1995, honró sus obligaciones hasta que el 17 de junio de 2016 tomó la decisión de presentarse en concurso y posteriormente se decretó su quiebra.

En junio de 2018 el Fideicomiso de Liquidación de Maxus demandó a YPF y Repsol y ciertas subsidiarias, por un monto de hasta 14.000 millones de dólares ante el Tribunal de Quiebras del Distrito de Delaware, alegando que Maxus tuvo la intención de obstaculizar, retrasar, o defraudar a sus acreedores.

EL ACUERDO

Tras años de litigio y negociaciones el Fideicomiso de Liquidación de Maxus, YPF y Repsol han llegado a un acuerdo de conciliación bajo el cual el Fideicomiso de Liquidación de Maxus desistiría de las reclamaciones que ha presentado contra YPF y Repsol en el Tribunal de Quiebras del Distrito de Delaware, así como a todas las reclamaciones actuales y futuras que pueda tener contra YPF y Repsol.

A cambio, YPF y Repsol se comprometen a pagar al Fideicomiso U$S 287.5 millones cada uno (por un total de U$S 575 millones), sin que ni YPF ni Repsol admita responsabilidad alguna.

Este acuerdo, que está sujeto a aprobación judicial y otras condiciones que deben cumplirse a lo largo de los próximos meses, procura resolver una disputa que ha estado en curso durante casi 20 años, se indicó.

Asimismo, YPF y Repsol firmaron un acuerdo transaccional con Occidental Chemical Corporation y algunas de sus afiliadas, por el cual Occidental renuncia a todas las reclamaciones que pueda tener contra YPF o Repsol, en relación con las entidades Maxus, el Río Passaic y otras áreas sujetas a remediación ambiental.

En esta línea, tanto YPF como Repsol también firmaron un acuerdo con varias entidades gubernamentales, incluidos el Departamento de Justicia actuando en representación de la Agencia de Protección Ambiental de los EE.UU., y los Estados de Ohio y de Wisconsin, bajo el que las entidades gubernamentales se han comprometido a no presentar reclamaciones contra YPF y Repsol, que sean parecidas a las reclamaciones ya presentadas por el Fideicomiso de Liquidaciónde Maxus.

Los acuerdos con Occidental y los EE.UU. se encuentra similarmente sujeto a ciertas condiciones precedentes. De cumplirse las condiciones, los acuerdos darán por terminado el litigio que se extendió durante años, llegando a un cierre justo y razonable para todas las partes, y que permitirá a YPF seguir centrando sus esfuerzos en la generación de valor y empleo, profundizar el crecimiento de su producción y enfocar sus esfuerzos en las inversiones necesarias para robustecer y diversificar la matriz energética argentina, se puntualizó.

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Royón ratificó impulso del gobierno al desarrollo del offshore en el Mar Argentino

La secretaria de Energía, Flavia Royón, destacó la actividad offshore desarrollada en la plataforma Argentina y remarcó que “la producción de gas natural de la Cuenca Austral es una prueba fehaciente de los resultados positivos de la gestión en este rubro”, a cargo de diversas compañías.

La funcionaria visitó las instalaciones de Vega Pléyade, la plataforma offshore más austral del mundo, que produce 10 millones de metros cúbicos diarios de gas argentino. Con el Proyecto Fénix el consorcio operador, integrado por Total Energies, Wintershall DEA y PAE, apunta a sumar otros 10 millones para 2025 a través de una inversión de 700 millones de dólares.

La secretaria de Energía visitó la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlantico Sur para reunirse con las máximas autoridades del consorcio formado por Total, Wintershall y PAE y recorrer las instalaciones dedicadas a la producción de gas offshore en la Cuenca Marina Austral.

Royón ratificó el compromiso del gobierno nacional para incentivar la exploración y producción de hidrocarburos en la costa argentina, puntualizó Energía.

“La Plataforma Vega Pléyade es una prueba fehaciente de los resultados positivos de la experiencia offshore en Argentina. Este proyecto se desarrolla con un estricto control por parte de la provincia de Tierra del Fuego, sin ningún tipo de incidente ambiental a lo largo de todos sus años de actividad, lo cual demuestra la seguridad de este tipo de operaciones”, afirmó Royón.

La funcionaria estuvo acompañada por Javier Rielo (Director General, Total Energies), Manfred Boeckmann (Director General, Wintershall DEA) y Marcos Bulgheroni (CEO, PAE). También estuvo presente el secretario de Hidrocarburos de Tierra del Fuego, Alejandro Aguirre.

Con una inversión de más de 1.000 millones de dólares, la plataforma demandó una compleja obra de ingeniería, con 30 meses de trabajos, la instalación de 11.500 caños y de 77 kilómetros de gasoducto para conectarla con tierra firme.

El viaje de la secretaria de Energía se realizó en el marco de los preparativos para el nuevo plan de exploración offshore en esa cuenca patagónica que las mismas operadoras encaran bajo el nombre de “Proyecto Fénix” y que involucra a las provincias de Tierra del Fuego y Santa Cruz.

De acuerdo al esquema de trabajo previsto, las nuevas perforaciones de tres pozos horizontales se realizarán a 60 kilómetros de Tierra del Fuego con una inversión superior a los 700 millones de dólares. Para 2025 estos pozos sumarán a la producción de gas nacional unos 10 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes al 8 % de la producción gasífera actual en nuestro país.

El gas extraído de esos pozos será transportado por un gasoducto construido para abastecer a la plataforma Vega Pléyade. Luego, será tratado en las plantas Río Cullen y Cañadón Alfa, para finalmente ingresar al Gasoducto troncal San Martín.

La logística del Proyecto Fénix implicará, además, la reactivación de los puertos de Punta Quilla y Puerto Deseado en la provincia de Santa Cruz.

Como ocurre con la operación de la plataforma Vega Pléyade, la concesión del Proyecto Fénix es llevado adelante por Total (37,5 %) en asociación con Wintershall DEA (37,5 %) y Pan American Energy (25 %).

El conjunto de la actividad hidrocarburífera que el consorcio realiza en Tierra del Fuego se concentra en la Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1) e implica pozos on y off shore con una producción diaria total de 17 millones de metros cúbicos de gas natural.

En el área on shore existen 32 pozos que generan 2 millones de metros cúbicos diarios, mientras que en el off shore operan 3 plataformas con un total de 8 pozos que aportan 15 millones de metros cúbicos diarios.

OFFSHORE: FUTURO DE PRODUCCION Y TRABAJO

Al expandir la producción hidrocarburífera costa afuera, el Proyecto Fénix representa un nuevo avance dentro de una política energética que promueve la exploración del Mar Argentino para desarrollar todo el potencial productivo de gas y petróleo latente en su extenso territorio, destacó la Secretaría.

En paralelo a este desarrollo en la CMA, el consorcio integrado por YPF, Equinor y Shell trabaja para realizar este año las tareas de exploración en el bloque CAN 102 (Cuenca Argentina Norte) a 300 kilómetros mar adentro de la ciudad de Mar del Plata.

De confirmarse las presunciones geológicas, se estima que la producción offshore en la Cuenca Argentina Norte generará 200.000 barriles diarios de petróleo, se explicó.

La exploración y producción offshore es una actividad que se realiza hace décadas en la Argentina, ya que de ella proviene cerca del 20 % del gas natural que consume el país. Sin embargo, todavía resta desarrollar el potencial de gran parte de la plataforma continental, en particular de la Cuenca Argentina Norte.

Al realizarse en aguas ultraprofundas, las tareas exploratorias en el pozo “Argerich” buscan confirmar la existencia de yacimientos de petróleo en esa zona para comenzar el desarrollo de la producción, lo que permitirá dinamizar el conjunto de la actividad económica de la provincia de Buenos Aires, incorporar valor agregado industrial, generar numerosos puestos de trabajo y consolidar la sustentabilidad energética de la Argentina, destacó la Secretaría dependiente del Ministerio de Economía.

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Pymes se reunieron con ENARGAS para analizar cuadros tarifarios

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informó que, autoridades del Organismo mantuvieron un encuentro de trabajo con representantes de las Cámaras de Pequeñas y Medianas Empresas, con el objetivo de analizar los cuadros tarifarios para el sector. 

La reunión, realizada en la sede central del Organismo, se desarrolló en el marco de la Comisión de Pequeña y Mediana Empresa (PyMEs) y estuvo encabezada por el responsable de la Gerencia de Protección del Usuario, Mauro Stefanizzi. 

Durante la jornada, los presentes evaluaron los alcances de la Resolución N° 6/2023 y Resolución N° 113 / 2023 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, en la que se determinó la adecuación de los precios de gas natural a usuarios del Servicio General “P” registrados o que se registren en el “Registro de Empresas MiPyMES”. 

En ese sentido, se encuentra disponible mayor información sobre el alcance y los beneficios de la normativa en la web oficial del Organismo

Cabe recordar, que en las resoluciones mencionadas se estableció que los usuarios del Servicio General P1 y P2 podrán acceder a una bonificación de 4,29% en los consumos de gas natural por redes realizados a partir del 1° de marzo de 2023.  

Asimismo, en el caso de los usuarios de Servicio General P3 la bonificación será del 24,68% y 62,49% en los consumos realizados a partir del 1° de marzo de 2023 y del 1° de mayo de 2023, respectivamente. 

Como consecuencia de ello, estas bonificaciones propenderán una reducción en los costos productivos y ayudarán a mantener los niveles de actividad en el sector. De esta manera, el ENARGAS continúa trabajando a través de sus Comisiones con el objetivo de brindar soluciones a los distintos tipos de usuarios.  

Por último, participaron de la reunión junto al personal del Ente Regulador, representantes de la Unión Industrial Argentina (UIA), Industriales Pymes Argentinos (IPA), Empresarios Nacionales para el Desarrollo Argentino (ENAC), Unión Industrial de la Provincia de Buenos Aires (UIPBA), entre otros. 

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Japon compra crudo ruso más caro con la venia de EE.UU

Japón ha empezado a comprar crudo ruso por encima del tope de los 60 dólares por barril gracias a una excepción autorizada por Estados Unidos.
Japón depende de las importaciones para cubrir gran parte de sus necesidades energéticas, por tanto se le concedió el permiso pero hasta septiembre próximo. Y en los dos primeros meses de este año, Japón compró alrededor de 748.000 barriles de crudo ruso por aproximadamente 70 dólares el barril.

Algunos analistas creen que esta dependencia ha influido en las dudas de Japón a la hora de respaldar plenamente a Ucrania frente a Rusia. Hasta la fecha, Japón es el único miembro del G-7 que no ha suministrado armas letales a Ucrania.
A pesar de la concesión, las exportaciones rusas de gas natural a Japón son relativamente pequeñas, representando alrededor de una décima parte del suministro de Japón y una fracción de la producción de Rusia, informa el Wall Street Journal. La mayor parte de lo que Rusia exporta a Japón procede del proyecto Sajalín-2, en el Lejano Oriente ruso.

Los países del G7 y Australia acordaron limitar a 60 dólares el precio del barril de crudo ruso transportado por mar para reducir los ingresos de Rusia por la venta de petróleo y evitar al mismo tiempo una subida de los precios mundiales del crudo.
El tope de precios permite a los países no pertenecientes a la UE seguir importando crudo ruso, pero prohíbe a las compañías navieras, aseguradoras y reaseguradoras manipular cargamentos de crudo ruso en todo el mundo, a menos que se venda a un precio inferior al tope de precios.

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Japon compra crudo ruso más caro con la venia de EE.UU

Japón ha empezado a comprar crudo ruso por encima del tope de los 60 dólares por barril gracias a una excepción autorizada por Estados Unidos.
Japón depende de las importaciones para cubrir gran parte de sus necesidades energéticas, por tanto se le concedió el permiso pero hasta septiembre próximo. Y en los dos primeros meses de este año, Japón compró alrededor de 748.000 barriles de crudo ruso por aproximadamente 70 dólares el barril.

Algunos analistas creen que esta dependencia ha influido en las dudas de Japón a la hora de respaldar plenamente a Ucrania frente a Rusia. Hasta la fecha, Japón es el único miembro del G-7 que no ha suministrado armas letales a Ucrania.
A pesar de la concesión, las exportaciones rusas de gas natural a Japón son relativamente pequeñas, representando alrededor de una décima parte del suministro de Japón y una fracción de la producción de Rusia, informa el Wall Street Journal. La mayor parte de lo que Rusia exporta a Japón procede del proyecto Sajalín-2, en el Lejano Oriente ruso.

Los países del G7 y Australia acordaron limitar a 60 dólares el precio del barril de crudo ruso transportado por mar para reducir los ingresos de Rusia por la venta de petróleo y evitar al mismo tiempo una subida de los precios mundiales del crudo.
El tope de precios permite a los países no pertenecientes a la UE seguir importando crudo ruso, pero prohíbe a las compañías navieras, aseguradoras y reaseguradoras manipular cargamentos de crudo ruso en todo el mundo, a menos que se venda a un precio inferior al tope de precios.

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YPF ratificó inversiones por U$S 500 millones en Santa Cruz. Proyectan nuevo parque eólico

El presidente de YPF, Pablo González, destacó “la valiente decisión de Cristina Fernández de Kirchner de recuperar YPF”. “A partir de los resultados que obtuvimos el año pasado, seguimos pensando en que esa fue una enorme decisión para sostener la soberanía energética del país”, puntualizó.

Durante un acto realizado en la Casa de Gobierno de Santa Cruz, González ratificó inversiones de la compañía en ésa provincia por más de 500 millones de dólares durante 2023, “la más importante de los últimos seis años en la provincia”, señaló.

La gobernadora Alicia Kirchner destacó “el rol de YPF como empresa de bandera y la necesidad de seguir pensando en el futuro de Santa Cruz a partir de la construcción de este presente”, y señaló la importancia de los acuerdos firmados que “van a permitir avanzar con obras para mejorarle la calidad de vida a los santacruceños y las santacruceñas”.

Al respecto, Pablo González afirmó que “si logramos concretar el parque eólico, Río Gallegos va a ser la primera ciudad en tener el 100 % de su consumo cubierto con renovables”.

Durante el encuentro, firmaron un acuerdo para la creación de un equipo de trabajo integrado por YPF Luz y el Instituto de Energía de Santa Cruz con el objetivo de materializar la construcción de un nuevo parque eólico con una capacidad de generación de 42 MW para abastecer las necesidades de consumo eléctrico de Río Gallegos.

González también destacó el enorme potencial productivo del reservorio hidrocarburífero Palermo Aike: “Según la EIA, tenemos 6.6 billones de barriles y 130 trillones de pies cúbicos de gas en esa formación y estamos pensando cuál es la mejor forma de desarrollar este yacimiento junto a los sindicatos petroleros, con una visión de futuro”.

Asimismo, YPF formalizó la entrega de los fondos establecidos en la Ley 3802 (provincial) que permitirán avanzar con proyectos de inversión social que tendrán por objetivo el desarrollo de infraestructura y equipamiento en materia de salud, urbanismo y seguridad por la suma de 1.984 millones de pesos que se distribuirán 50% para la provincia y 50% para municipios y comisiones de fomento según el índice de coparticipación.

En el marco del acuerdo suscripto entre la provincia e YPF en 2022, que permitió resolver una deuda que la compañía mantenía en concepto de capacitaciones como consecuencia de la baja de inversiones en el período comprendido entre 2016 y 2019, la compañía transfirió la suma de 530 millones de pesos.

El acto contó, además, con la presencia del vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano y funcionarias y funcionarios nacionales, provinciales y municipales.

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GENNEIA contrató con Vestas aerogeneradores del parque eólico La Elbita (162MW)

La compañía de energía renovables Genneia firmó un contrato con Vestas, empresa danesa de diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, para el suministro e instalación de los aerogeneradores del parque eólico “La Elbita”, de una potencia de 162 MW, que se emplazará en un terreno de 1.464 hectáreas situado a 42 kilómetros al sur de la ciudad de Tandil, en la provincia de Buenos Aires.

El acuerdo con Vestas también contempla la prestación de servicios de operación, mantenimiento preventivo y correctivo, y garantía de disponibilidad por 25 años, de los 36 aerogeneradores V150-4.5MW del parque eólico. De esta manera, se optimizará la producción de energía y al mismo tiempo se brindará certeza comercial a largo plazo entre las dos compañías, se destacó.

La entrada en operación del Parque Eólico La Elbita se proyecta para mediados del 2024 con el objetivo de satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Su desarrollo requerirá una inversión de más de 240 millones de dólares, obtenidos por la compañía a través de la emisión de obligaciones negociables calificadas como bonos verdes.

El proyecto contempla también la construcción de una Estación Transformadora Eléctrica que permitirá evacuar la energía generada por el parque a un punto de interconexión al SADI; será la Estación Transformadora Numancia 33/132kV (a construir), vinculada mediante una apertura de línea a la LAT 132 kV Tandil-Necochea.

Este proyecto se suma a los 1.541 MW instalados que tiene Vestas en el país, distribuidos entre la provincia de Buenos Aires, La Pampa, Chubut, Santa Cruz y Córdoba, y los más de 400 MW en proceso de construcción, se detalló.

Bernardo Andrews, Ceo de Genneia, afirmó que “nos enorgullece volver a trabajar con Vestas para el suministro, instalación y mantenimiento de 36 aerogeneradores de 4,5 MW para el Parque Eólico La Elbita”. “Este proyecto nos permitirá continuar con nuestro compromiso por lograr un cambio en la matriz energética”, agregó.

Andrés Gismondi, Vice President Sales Director LATAM en Vestas afirmó que “nos da mucho gusto trabajar -una vez más- junto a Genneia para poner en marcha este proyecto y contribuir a acelerar la descarbonización de la matriz energética del país. Del mismo modo, nos enorgullece saber que el capital extranjero está dispuesto a invertir en el desarrollo de parques eólicos en Argentina y que confían en la experiencia de Vestas y Genneia para impulsar la transición energética local”.

De esta manera, Genneia se perfila para superar 1 GW de capacidad instalada, un hito aún no alcanzado en el país, y habrá invertido más de 1.400 millones de dólares en más de 20 proyectos para el 2023.

Genneia es una 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 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 entonces Genneia está encarando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (162 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

Por su parte, Vestas es compañía global líder en energía sostenible. Con 157 GW de capacidad instalada en 88 países, ha instalado más capacidad eólica que ningún otro fabricante.

La compañia cuenta con gran cantidad de datos que le permiten interpretar, pronosticar y obtener el máximo rendimiento del recurso eólico, proporcionando las mejores soluciones de energía eólica. www.vestas.com

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La OPEP+ recortará su producción en mayo

Ocho miembros de la alianza de productores de petróleo OPEP+ anunciaron ayer un recorte colectivo “voluntario” de la producción por un total de 1,157 millones de b/d, que entrará en vigor a partir de mayo.
La inesperada decisión, anunciada justo un día antes de la reunión del lunes del Comité Ministerial Conjunto de Supervisión (JMMC) de la OPEP+, se produce en un contexto de reciente debilidad de los precios del petróleo, que cayeron en marzo a su nivel más bajo desde diciembre de 2021, relacionada con los temores de contagio en el sector bancario mundial tras la quiebra del Silicon Valley Bank de California y el consiguiente rescate del Credit Suisse suizo.

También se produce tras la decisión de Rusia, el miembro clave de la alianza no perteneciente a OPEP, de aplicar un recorte unilateral de 500.000 b/d en su producción de crudo hasta finales de junio en respuesta a los topes de precios liderados por el G7 y las prohibiciones de la UE a la importación de su crudo y productos impuestas como parte de las medidas tomadas contra Moscú por su invasión de Ucrania.
El recorte voluntario anunciado individualmente por los miembros participantes el domingo pasado incluye a los productores de la OPEP del Golfo Pérsico, Arabia Saudí, Irak, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos, y a su vecino no perteneciente a la OPEP, Omán, así como al principal productor no perteneciente a la OPEP, Kazajstán, y a los miembros africanos de la OPEP Argelia y Gabón. Aún no está claro si otros miembros de la alianza se sumarán al recorte voluntario.
Arabia Saudí reducirá su producción en 500.000 b/d, igualando el recorte unilateral anunciado anteriormente por Rusia.
Irak, que ya se enfrenta a problemas de exportación relacionados con los volúmenes de su región semiautónoma del Kurdistán, reducirá su producción en 211.000 b/d, los EAU en 144.000 b/d y Kuwait en 128.000 b/d. El recorte de Kazajstán será de 78.000 b/d, el de Argelia de 48.000 b/d, el de Omán de 40.000 b/d y el de Gabón de 8.000 b/d.
“Esta iniciativa voluntaria es una medida de precaución adoptada para garantizar el equilibrio del mercado” y “se alinea” con el recorte de producción acordado en octubre, declaró el ministro de Energía de EAU, Suhail al-Mazrouei. La agencia de prensa oficial saudí (SPA) también citó a un funcionario del Ministerio de Energía que subrayó que el recorte era “una medida de precaución destinada a apoyar la estabilidad del mercado del petróleo”.

Antes de la reunión de la JMMC, los delegados de OPEP+ habían dicho que era poco probable que las turbulencias de los mercados financieros mundiales persuadieran a la alianza de cambiar el rumbo de la política de producción establecida en su reunión ministerial de octubre de 2022, en la que se acordó un recorte nominal de 2 millones de b/d en el techo de producción global del grupo hasta finales de 2023. Pero un recorte voluntario de esta naturaleza probablemente permitirá a los delegados argumentar que la política de producción subyacente sigue vigente y sin cambios.
Al igual que con la reducción de cuotas acordada en octubre del año pasado, la clave para evaluar el posible impacto del nuevo recorte en los mercados del petróleo será saber cuánta oferta real podría retirarse del mercado, ya que varios miembros de la OPEP+ han tenido dificultades para alcanzar su objetivo de producción en los últimos meses y, por tanto, apenas necesitarían recortar para cumplir sus nuevas cuotas.

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Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

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Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

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Monitor de la actividad energética

Correspondiente a Marzo de 2023 Universidad Nacional de La Matanza (UNLaM)

Análisis del precio interno y externo

El precio del petróleo parece haber encontrado un nuevo techo en el orden de los 80 dólares y con tendencia a la baja, producto de la desaceleración de la actividad económica mundial y el alza de las tasas de interés en los Estados Unidos de América.

En el ámbito local se reproduce el comportamiento del precio internacional, sólo que por la modalidad de cómputo, cuando la tendencia es declinante (backwardation), los precios locales aparecen por encima de los promedios mensuales del Brent, según la Resolución 488/2020.

Actualmente el GNL se encuentra en valores internacionales similares al período pre guerra en Ucrania, en el orden de los 20 dólares (mercado asiático). Dicho valor es similar al que pagó Argentina en febrero por el GNL que se aprovisionó en la terminal de Escobar. En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo hasta diciembre pasado, por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste, pero en el último bimestre se ubicó debajo de los 10 dólares. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.27 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2022

Combustibles líquidos

Análisis de precio de paridad de importación (PPI)

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo mostraron una tendencia descendente lo que, sumado al aumento en los precios domésticos, redujo la brecha respecto a la paridad de importación, a pesar de la continua desvalorización de la moneda local. Las disparidades geográficas persisten y se intensifican, al punto tal que el gasoil Premium en varias provincias está por encima de la Paridad de Importación.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios están entre un 10 y 12% por debajo de los de su vecino más cercano, la provincia de Buenos Aires (área de la ciudad de La Plata), en todos los combustibles.

La serie de Paridades de Importación ha cambiado su metodología respecto de informes anteriores, dado que los valores del flete tuvieron gran volatilidad a partir de la post pandemia. Es por eso que hemos asimilado los precios CIF Zárate a los del puerto de Montevideo, según datos de URSEA.

Análisis de la demanda

Gas Natural

Con datos que llegan hasta el mes de enero vemos que la demanda agregada de gas ha caído en el comparativo de los 12 meses. Esta caída está muy influenciada por la merma en la utilización de gas de usinas eléctricas (-15%). En el caso de la industria, contrariamente tenemos un leve incremento (2.6%), compatible con la evolución del índice de actividad económica (2.9%).

Electricidad

La demanda eléctrica reflejó una alta variación (12.6%) producto de registrarse uno de los febreros más calurosos desde que se llevan registros, lo que impulsó la demanda residencial un 25.6%.

Combustibles líquidos

Si bien la demanda agregada de combustibles líquidos ha caído (-2%) respecto al mismo período del año anterior, los niveles de consumo se siguen manteniendo en valores históricamente elevados. No obstante, se aprecia una elevada sustitución de los combustibles Premium hacia los otros, dado que los diferenciales de precios son muy elevados. En el caso de la nafta el diferencial supera el 25% (50 $/litro), mientras que en el gasoil se ubica en torno del 35% (75 $/litro).

Dinámica precio-costo de los servicios públicos

Precio monómico

El precio monómico de la energía continuó la trayectoria ascendente que se observó el mes pasado. Dada la influencia de los costos dolarizados, puede resultar más apropiado medirlo en moneda fuerte, como de hecho lo hace CAMMESA en sus reportes. En este caso lo que tenemos es que el precio de la energía, que incorpora el costo económico, se encuentra en 80.5 US$/MWh, esto es un -2.5% por debajo del costo en el mismo mes del año 2022

Tarifas

Para el mes de febrero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se iba a ver reflejado en las facturas de marzo, aunque el trámite administrativo no culminó. Dicho aumento, en términos reales, del 14% debería acumularse con el aumento del 20% del mes de enero, para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad los aumentos en términos reales trepaban al 21%.

Subsidios

Ya habíamos mostrado, en el informe anterior, cómo cerró el año 2022 con aumento de subsidios a la actividad económica. En el primer bimestre la situación no se ha corregido; y eso es producto que el precio de la energía doméstica, con excepción de los combustibles líquidos Premium, sigue desacoplado del costo económico o precio frontera.

Crack spread

Aproximación a los márgenes de comercialización

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. Habíamos venido señalando la amplitud de márgenes en los EE.UU. como una rareza, y que probablemente esté asociado con el cierre de algunas refinerías. Tras una baja pronunciada en el mes de diciembre pasado, éste ha vuelto a subir en los últimos 2 meses. En el mercado local, en cambio, el margen se mantiene en niveles a los 30 US$/bbl.

Implicancias sobre las cuentas externas

Análisis del balance cambiario-energético

El desbalance generado por el sector energético va superando records mes tras mes. El dato de enero 2023 da cuenta de un desequilibrio acumulado de 12 meses de 8.510 millones.

Producción de petróleo y gas

Análisis de la producción convencional y no convencional

Las producciones convencionales de petróleo y gas continuán en declinación mientras las No Convencionales siguen la senda alcista. En el caso del petróleo la producción NC ya representa el 46.8% del total producido; pero hay que señalar que el declino de la Convencional se produjo a una tasa del 2.2%, tomando los últimos 12 meses corridos. Esto demuestra que a los precios actuales el negocio del No Convencional es rentable y no requiere subsidios estatales, algo que se discutía cuando los precios rondaban los 50 dólares, en el período pre pandemia. Producción convencional y no convencional de petróleo

La producción de gas No Convencional representó en enero un 55.2% del total de gas extraído.

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó bastante tiempo atrás, como señalamos en el informe anterior: considerando los últimos 12 meses (febrero 2023 contra febrero 2022), la caída del Convencional alcanza el 5.27%. En el mismo período, la producción de gas No Convencional creció 8.7%.

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido.

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Consumo de gas 2022 con alta variabilidad

El consumo de gas natural en Argentina para diciembre 2022 fue de 97,94 millones de m3/día, lo que significó un baja del 6,03% en relación al mismo período del año anterior, equivalente a un disminución en el consumo diario de 6,28 millones de m3, según informó el ENARGAS en su informe de Marzo correspondiente al período noviembre 2022.

El consumo a partir del año 2020 se vio particularmente afectado por la irrupción de la pandemia (COVID-19). 

En el período enero-diciembre, existe una gran variabilidad en términos interanuales en el consumo de gas. Entre 2016–2019 se registra una caída en el consumo de gas natural del -3,12%, equivalentes a 3,81 millones de m 3/día. En 2022 se registró un caída interanual del 3,80%. (grafico 1)

Consumo de Gas por tipo de cliente

El consumo interno de gas natural se concentró mayoritariamente en tres tipos de clientes: residenciales (domiciliarios), industriales y centrales eléctricas.

El consumo de gas de usuarios residenciales, a diferencia de los otros dos, tiene un fuerte comportamiento estacional, con picos en las épocas invernales y valles en las estivales. 

Por lo tanto, el consumo de gas se comporta de manera inversa a la temperatura. Así, por ejemplo, el consumo de junio 2022 fue 4,94 veces el de diciembre 2022, por lo que la participación de este tipo cliente en el total consumido de gas crece considerablemente en las épocas invernales.

En términos absolutos, en el período enero-diciembre 2022 se destaca el incremento en el consumo de residenciales (6,99%, equivalente a 1,86 millones de m 3/día). Asimismo, en el período mencionado, se distingue la caída interanual en centrales eléctricas (17,21%, equivalente a 7,61 millones de m 3/día).
Respecto a diciembre 2022 y su variación interanual, se destaca, en términos absolutos, el aumento en el consumo de destilerías (1,72 millones de m3/día) y la caída en centrales eléctricas, industriales e industriales (6,20 y 1,31 millones de m 3/día, respectivamente).
Asimismo, dado que en el gráfico 2  se puede observar la evolución en el consumo que estos diferentes tipos de clientes registraron para el período enero–diciembre de cada año, se verifica que entre 2016-2019, los usuarios residenciales registran la baja más fuerte en términos absolutos (-4,40 millones de m3/día, -14,86%).

Actividad económica y consumo de gas 

El consumo total de gas no siempre se encuentra influenciado por el nivel de actividad económica. En este sentido, se advierte que según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), durante el mes de diciembre 2022, el Estimador Mensual de la Actividad Económica (EMAE) registró una baja del 1,20% respecto al mismo período 2021. 

A su vez, en el consumo de gas, como ya se mencionó, durante el mes de diciembre se evidenció un reducción del 6,03% respecto al mismo período 2021.

De esta manera puede observarse cómo la pandemia (COVID-19) afectó sensiblemente a ambas variables y cómo a partir de mediados de 2021 estas presentan una tendencia al retorno de los niveles de variaciones previos.

Residenciales y demanda

El consumo unitario de gas de los usuarios residenciales (consumo promedio mensual del período diciembre) muestra en el cuatrienio 2016-2019 una caída del 10,17% en relación al 2012-2015. Por otro lado, en diciembre 2022 se registra un
aumento interanual del 6,45%.

En relación con la cantidad de usuarios residenciales, se observa crecimiento en todo el período expuesto. Entre diciembre 2021 y diciembre 2022 el incremento fue del 0,84% (72.646 usuarios).

La incorporación de usuarios residenciales a la red de gas natural, es decir su conexión a la misma, es un dato importante para analizar el grado de expansión de la red en la Argentina.

Para alcanzar a una mayor proporción de personas con servicio de gas de red, la tasa de crecimiento poblacional puede ser una buena referencia.
Los datos verifican que desde 2011 hasta 2017 la tasa de aumento de usuarios residenciales ha sido mayor a la tasa de crecimiento poblacional en al menos 0,33 puntos porcentuales.

Posteriormente la diferencia ha sido menor, con una tendencia a la convergencia entre las dos variables.

Industria

El consumo unitario de gas del total de usuarios industriales (sin destilerías) en el cuatrienio 2016-2019 registra una suba del 1,66% en relación al 2012-2015. 

A su vez, en diciembre 2022 se registra una caída interanual del 1,15%. Cabe destacar que, en la serie expuesta, en diciembre 2021 y diciembre 2022 el consumo unitario alcanza los valores más elevado.

En relación con la cantidad de usuarios, en el período examinado, en diciembre 2018 y diciembre 2019 se observan dos bajas interanuales consecutivas pronunciadas, que en conjunto significaron un caída del 9,57% (-2.427 usuarios industriales). 

En diciembre 2022 se registra una caída interanual del 0,85%. Al interior de la industria existen dos grupos con comportamientos disímiles. Por un lado, los grandes usuarios industriales, que en 2022 concentraron el 91,28% del consumo industrial.  Por el otro, los pequeños usuarios industriales, que en ese mismo periodo representaron el 92,37% del total de usuarios industriales.

Asimismo, se aclara que esta evaluación se hizo en base al consumo registrado a través licenciatarias de distribución, que representan aproximadamente el 80% del consumo total del sector

Balanza comercial 

Analizando la evolución del saldo de gas natural en Argentina (el volumen exportado menos el importado), se observa que el volumen importado supera ampliamente al exportado, lo que genera un importante déficit, sobre todo durante el período invernal.
A partir de octubre 2018 se verifica que las exportaciones comenzaron a incrementarse y que bajó el volumen consumido, lo que permitió disminuir el saldo deficitario de la balanza de gas.

La caída en el consumo interno y las obras realizadas para poder exportar gas licuado (que permitieron complementar la capacidad de exportar a través de gasoductos) generaron un aumento de las exportaciones desde mediados de 2018 hasta
comienzos de 2020.

Las inversiones del sector para la extracción y transporte de gas (principalmente del segmento no convencional) por la puesta en marcha del Plan Gas.Ar produjeron un incremento considerable en la exportación de gas, generando reducciones significativas en el déficit comercial a partir de octubre 2021. Asi, por ejemplo, en febrero, octubre, noviembre y diciembre de 2022 se observan saldos
comerciales positivos, únicos en la serie expuesta.

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Consumo de gas 2022 con alta variabilidad

El consumo de gas natural en Argentina para diciembre 2022 fue de 97,94 millones de m3/día, lo que significó un baja del 6,03% en relación al mismo período del año anterior, equivalente a un disminución en el consumo diario de 6,28 millones de m3, según informó el ENARGAS en su informe de Marzo correspondiente al período noviembre 2022.

El consumo a partir del año 2020 se vio particularmente afectado por la irrupción de la pandemia (COVID-19). 

En el período enero-diciembre, existe una gran variabilidad en términos interanuales en el consumo de gas. Entre 2016–2019 se registra una caída en el consumo de gas natural del -3,12%, equivalentes a 3,81 millones de m 3/día. En 2022 se registró un caída interanual del 3,80%. (grafico 1)

Consumo de Gas por tipo de cliente

El consumo interno de gas natural se concentró mayoritariamente en tres tipos de clientes: residenciales (domiciliarios), industriales y centrales eléctricas.

El consumo de gas de usuarios residenciales, a diferencia de los otros dos, tiene un fuerte comportamiento estacional, con picos en las épocas invernales y valles en las estivales. 

Por lo tanto, el consumo de gas se comporta de manera inversa a la temperatura. Así, por ejemplo, el consumo de junio 2022 fue 4,94 veces el de diciembre 2022, por lo que la participación de este tipo cliente en el total consumido de gas crece considerablemente en las épocas invernales.

En términos absolutos, en el período enero-diciembre 2022 se destaca el incremento en el consumo de residenciales (6,99%, equivalente a 1,86 millones de m 3/día). Asimismo, en el período mencionado, se distingue la caída interanual en centrales eléctricas (17,21%, equivalente a 7,61 millones de m 3/día).
Respecto a diciembre 2022 y su variación interanual, se destaca, en términos absolutos, el aumento en el consumo de destilerías (1,72 millones de m3/día) y la caída en centrales eléctricas, industriales e industriales (6,20 y 1,31 millones de m 3/día, respectivamente).
Asimismo, dado que en el gráfico 2  se puede observar la evolución en el consumo que estos diferentes tipos de clientes registraron para el período enero–diciembre de cada año, se verifica que entre 2016-2019, los usuarios residenciales registran la baja más fuerte en términos absolutos (-4,40 millones de m3/día, -14,86%).

Actividad económica y consumo de gas 

El consumo total de gas no siempre se encuentra influenciado por el nivel de actividad económica. En este sentido, se advierte que según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), durante el mes de diciembre 2022, el Estimador Mensual de la Actividad Económica (EMAE) registró una baja del 1,20% respecto al mismo período 2021. 

A su vez, en el consumo de gas, como ya se mencionó, durante el mes de diciembre se evidenció un reducción del 6,03% respecto al mismo período 2021.

De esta manera puede observarse cómo la pandemia (COVID-19) afectó sensiblemente a ambas variables y cómo a partir de mediados de 2021 estas presentan una tendencia al retorno de los niveles de variaciones previos.

Residenciales y demanda

El consumo unitario de gas de los usuarios residenciales (consumo promedio mensual del período diciembre) muestra en el cuatrienio 2016-2019 una caída del 10,17% en relación al 2012-2015. Por otro lado, en diciembre 2022 se registra un
aumento interanual del 6,45%.

En relación con la cantidad de usuarios residenciales, se observa crecimiento en todo el período expuesto. Entre diciembre 2021 y diciembre 2022 el incremento fue del 0,84% (72.646 usuarios).

La incorporación de usuarios residenciales a la red de gas natural, es decir su conexión a la misma, es un dato importante para analizar el grado de expansión de la red en la Argentina.

Para alcanzar a una mayor proporción de personas con servicio de gas de red, la tasa de crecimiento poblacional puede ser una buena referencia.
Los datos verifican que desde 2011 hasta 2017 la tasa de aumento de usuarios residenciales ha sido mayor a la tasa de crecimiento poblacional en al menos 0,33 puntos porcentuales.

Posteriormente la diferencia ha sido menor, con una tendencia a la convergencia entre las dos variables.

Industria

El consumo unitario de gas del total de usuarios industriales (sin destilerías) en el cuatrienio 2016-2019 registra una suba del 1,66% en relación al 2012-2015. 

A su vez, en diciembre 2022 se registra una caída interanual del 1,15%. Cabe destacar que, en la serie expuesta, en diciembre 2021 y diciembre 2022 el consumo unitario alcanza los valores más elevado.

En relación con la cantidad de usuarios, en el período examinado, en diciembre 2018 y diciembre 2019 se observan dos bajas interanuales consecutivas pronunciadas, que en conjunto significaron un caída del 9,57% (-2.427 usuarios industriales). 

En diciembre 2022 se registra una caída interanual del 0,85%. Al interior de la industria existen dos grupos con comportamientos disímiles. Por un lado, los grandes usuarios industriales, que en 2022 concentraron el 91,28% del consumo industrial.  Por el otro, los pequeños usuarios industriales, que en ese mismo periodo representaron el 92,37% del total de usuarios industriales.

Asimismo, se aclara que esta evaluación se hizo en base al consumo registrado a través licenciatarias de distribución, que representan aproximadamente el 80% del consumo total del sector

Balanza comercial 

Analizando la evolución del saldo de gas natural en Argentina (el volumen exportado menos el importado), se observa que el volumen importado supera ampliamente al exportado, lo que genera un importante déficit, sobre todo durante el período invernal.
A partir de octubre 2018 se verifica que las exportaciones comenzaron a incrementarse y que bajó el volumen consumido, lo que permitió disminuir el saldo deficitario de la balanza de gas.

La caída en el consumo interno y las obras realizadas para poder exportar gas licuado (que permitieron complementar la capacidad de exportar a través de gasoductos) generaron un aumento de las exportaciones desde mediados de 2018 hasta
comienzos de 2020.

Las inversiones del sector para la extracción y transporte de gas (principalmente del segmento no convencional) por la puesta en marcha del Plan Gas.Ar produjeron un incremento considerable en la exportación de gas, generando reducciones significativas en el déficit comercial a partir de octubre 2021. Asi, por ejemplo, en febrero, octubre, noviembre y diciembre de 2022 se observan saldos
comerciales positivos, únicos en la serie expuesta.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Consumo de gas 2022 con alta variabilidad

El consumo de gas natural en Argentina para diciembre 2022 fue de 97,94 millones de m3/día, lo que significó un baja del 6,03% en relación al mismo período del año anterior, equivalente a un disminución en el consumo diario de 6,28 millones de m3, según informó el ENARGAS en su informe de Marzo correspondiente al período noviembre 2022.

El consumo a partir del año 2020 se vio particularmente afectado por la irrupción de la pandemia (COVID-19). 

En el período enero-diciembre, existe una gran variabilidad en términos interanuales en el consumo de gas. Entre 2016–2019 se registra una caída en el consumo de gas natural del -3,12%, equivalentes a 3,81 millones de m 3/día. En 2022 se registró un caída interanual del 3,80%. (grafico 1)

Consumo de Gas por tipo de cliente

El consumo interno de gas natural se concentró mayoritariamente en tres tipos de clientes: residenciales (domiciliarios), industriales y centrales eléctricas.

El consumo de gas de usuarios residenciales, a diferencia de los otros dos, tiene un fuerte comportamiento estacional, con picos en las épocas invernales y valles en las estivales. 

Por lo tanto, el consumo de gas se comporta de manera inversa a la temperatura. Así, por ejemplo, el consumo de junio 2022 fue 4,94 veces el de diciembre 2022, por lo que la participación de este tipo cliente en el total consumido de gas crece considerablemente en las épocas invernales.

En términos absolutos, en el período enero-diciembre 2022 se destaca el incremento en el consumo de residenciales (6,99%, equivalente a 1,86 millones de m 3/día). Asimismo, en el período mencionado, se distingue la caída interanual en centrales eléctricas (17,21%, equivalente a 7,61 millones de m 3/día).
Respecto a diciembre 2022 y su variación interanual, se destaca, en términos absolutos, el aumento en el consumo de destilerías (1,72 millones de m3/día) y la caída en centrales eléctricas, industriales e industriales (6,20 y 1,31 millones de m 3/día, respectivamente).
Asimismo, dado que en el gráfico 2  se puede observar la evolución en el consumo que estos diferentes tipos de clientes registraron para el período enero–diciembre de cada año, se verifica que entre 2016-2019, los usuarios residenciales registran la baja más fuerte en términos absolutos (-4,40 millones de m3/día, -14,86%).

Actividad económica y consumo de gas 

El consumo total de gas no siempre se encuentra influenciado por el nivel de actividad económica. En este sentido, se advierte que según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), durante el mes de diciembre 2022, el Estimador Mensual de la Actividad Económica (EMAE) registró una baja del 1,20% respecto al mismo período 2021. 

A su vez, en el consumo de gas, como ya se mencionó, durante el mes de diciembre se evidenció un reducción del 6,03% respecto al mismo período 2021.

De esta manera puede observarse cómo la pandemia (COVID-19) afectó sensiblemente a ambas variables y cómo a partir de mediados de 2021 estas presentan una tendencia al retorno de los niveles de variaciones previos.

Residenciales y demanda

El consumo unitario de gas de los usuarios residenciales (consumo promedio mensual del período diciembre) muestra en el cuatrienio 2016-2019 una caída del 10,17% en relación al 2012-2015. Por otro lado, en diciembre 2022 se registra un
aumento interanual del 6,45%.

En relación con la cantidad de usuarios residenciales, se observa crecimiento en todo el período expuesto. Entre diciembre 2021 y diciembre 2022 el incremento fue del 0,84% (72.646 usuarios).

La incorporación de usuarios residenciales a la red de gas natural, es decir su conexión a la misma, es un dato importante para analizar el grado de expansión de la red en la Argentina.

Para alcanzar a una mayor proporción de personas con servicio de gas de red, la tasa de crecimiento poblacional puede ser una buena referencia.
Los datos verifican que desde 2011 hasta 2017 la tasa de aumento de usuarios residenciales ha sido mayor a la tasa de crecimiento poblacional en al menos 0,33 puntos porcentuales.

Posteriormente la diferencia ha sido menor, con una tendencia a la convergencia entre las dos variables.

Industria

El consumo unitario de gas del total de usuarios industriales (sin destilerías) en el cuatrienio 2016-2019 registra una suba del 1,66% en relación al 2012-2015. 

A su vez, en diciembre 2022 se registra una caída interanual del 1,15%. Cabe destacar que, en la serie expuesta, en diciembre 2021 y diciembre 2022 el consumo unitario alcanza los valores más elevado.

En relación con la cantidad de usuarios, en el período examinado, en diciembre 2018 y diciembre 2019 se observan dos bajas interanuales consecutivas pronunciadas, que en conjunto significaron un caída del 9,57% (-2.427 usuarios industriales). 

En diciembre 2022 se registra una caída interanual del 0,85%. Al interior de la industria existen dos grupos con comportamientos disímiles. Por un lado, los grandes usuarios industriales, que en 2022 concentraron el 91,28% del consumo industrial.  Por el otro, los pequeños usuarios industriales, que en ese mismo periodo representaron el 92,37% del total de usuarios industriales.

Asimismo, se aclara que esta evaluación se hizo en base al consumo registrado a través licenciatarias de distribución, que representan aproximadamente el 80% del consumo total del sector

Balanza comercial 

Analizando la evolución del saldo de gas natural en Argentina (el volumen exportado menos el importado), se observa que el volumen importado supera ampliamente al exportado, lo que genera un importante déficit, sobre todo durante el período invernal.
A partir de octubre 2018 se verifica que las exportaciones comenzaron a incrementarse y que bajó el volumen consumido, lo que permitió disminuir el saldo deficitario de la balanza de gas.

La caída en el consumo interno y las obras realizadas para poder exportar gas licuado (que permitieron complementar la capacidad de exportar a través de gasoductos) generaron un aumento de las exportaciones desde mediados de 2018 hasta
comienzos de 2020.

Las inversiones del sector para la extracción y transporte de gas (principalmente del segmento no convencional) por la puesta en marcha del Plan Gas.Ar produjeron un incremento considerable en la exportación de gas, generando reducciones significativas en el déficit comercial a partir de octubre 2021. Asi, por ejemplo, en febrero, octubre, noviembre y diciembre de 2022 se observan saldos
comerciales positivos, únicos en la serie expuesta.

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¿Hay seguridad jurídica para los estados en el CIADI

Todo indica que el Gobierno argentino tiene causales claras para la resolución del contrato de concesión de Edesur y está siendo presionado en año electoral por distintos sectores políticos de la alianza gubernamental para una expropiación.
Esta opción podría significar la salvación para la empresa que cuenta en su historial, una vastísima colección de cortes e incumplimientos de la calidad del servicio, siempre con gran impacto social, alta exposición mediática e históricamente un pésimo manejo de la comunicación.

Para justificar la mala calidad del servicio podrá alegarse la insuficiencia y pesificación de las tarifas, pero ya en el 99, cuando hacía  siete años de la vigencia de la convertibilidad, EDESUR provocó uno de los mayores cortes del servicio en la historia de la ciudad.

Con la crisis del 2001, el Estado argentino adquirió una vasta experiencia en materia de litigios internacionales y tras la crisis quedó maniatado por los Tratados Bilaterales de Inversión (TBI) y a la luz de los resultados en el CIADI conoce el riesgo que significa una irreflexiva expropiación: los laudos arbitrales del CIADI suelen favorecer al inversor, obviando las “razones de estado”.

La concesión tiene un plazo de 95 años, de los que apenas transcurrieron 31 y todo indica que la estrategia del “poder concedente” estriba en sumar denuncias en distintos fueros judiciales y forzar a la empresa ENEL a una negociación con la participación del estado italiano que tiene el control mayoritario de la empresa.

El titular del ENRE confirmó la denuncia penal contra las autoridades de Edesur por defraudación, abandono de persona y entorpecer servicios públicos. 

Eludir la instancia arbitral del CIADI parece ser la opción más sensata, habida cuenta de que  los países signatarios de Tratados Bilaterales de Inversión (TBI) receptores de inversión sólo encuentran inconsistencias e inseguridad jurídica en ese fuero. El interés de esta nota es aportar datos y mostrar el esquema general del “sistema” de atracción de inversiones de arbitraje contenido en los tratados 

Antecedentes: privatizaciones, TBI´s  y CIADI

La caída del Muro de Berlín y la desintegración de la ex Unión Soviética supusieron el fin de la Guerra Fría y la casi desaparición del movimiento de los países no alineados. 

Estos sucesos, sumados a la crisis de la deuda externa de los países en desarrollo durante los años 80, contribuyeron a la puesta en marcha del denominado Consenso de Washington en 1989.

El Consenso se integró con un conjunto de políticas económicas elaboradas por instituciones internacionales como el Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial, entre otras, y promovidas por diversos actores, con la participación estelar del Departamento de Estado de EE.UU.

Dichas políticas incluían: disciplina fiscal (reducir los déficits fiscales a través de la limitación del gasto público) y la implementación de políticas de austeridad; reforma tributaria; liberalización de la economía con eliminación de barreras comerciales; tipo de cambio competitivo; liberalización financiera y privatizaciones y la protección de los derechos de propiedad para mejorar la eficiencia y la inversión en los sectores económicos.

Como parte de la estrategia para atraer inversiones extranjeras directas (IED) el gobierno de Menem firmó una serie de TBI´s con Estados Unidos y varios países europeos. Estos tratados otorgaron –en palabras de Hans Kelsen– “una ilusoria seguridad jurídica” a la inversión extranjera en Argentina.

Con Carlos Menem a la cabeza, la Argentina se convirtió en el mejor alumno del Consenso, llevando a cabo las recetas impuestas con privatizaciones masivas en sectores clave de la economía.

En este marco durante los ´90, se privatizaron alrededor de 200 empresas: de servicios públicos, telecomunicaciones, bancos, energéticas, de transporte y otras empresas estatales varias. Entre las más grandes, privatizadas durante ese período, se incluyen las más visibles Aerolíneas Argentinas, YPF, Entel, Gas del Estado, y el Banco Nacional de Desarrollo.

Además de la controversia en torno a la privatización, muchos críticos argumentaron que las empresas se vendieron por debajo de su valor real y que hubo una disminución de la calidad de los servicios públicos después de la privatización. Buena parte de los usuarios de Edesur sin dudas podrán dar cuenta de este aserto.

Para muchos, la mejor garantía de seguridad a los inversores fue el régimen de libertad cambiaria y la convertibilidad de los pesos en dólares. 

Pero el régimen de convertibilidad dio un duro golpe al aparato productivo, las exportaciones argentinas se tornaron poco competitivas y los productos de manufactura importada inundaron el mercado, provocando –como ocurriera en la década del 70– la quiebra de amplios sectores de la industria argentina. En el 2001, tras diez años de convertibilidad, la economía del país se había derrumbado.

El PIB cayó de US$ 330 mil millones a US$ 97 mil millones en 2002, más del 50% de la población se encontraba bajo la línea de pobreza, la industria tenia una altísima capacidad ociosa y la sociedad se movilizaba en las calles. 

Finalmente, en 2001 el gobierno de Eduardo Duhalde declaró la cesación de pagos y la salida de la convertibilidad mediante la Ley 25.561, eliminando las operaciones de conversión monetaria y sumando una deuda externa que superaba los US$ 130.000 millones, compuesta en buena parte por bonos bajo legislación de ocho jurisdicciones diferentes.

Los tratados y el arbitraje

Los TBI´s son un tipo de tratado firmado entre Estados soberanos con el sólo fin de proteger tanto a personas físicas como jurídicas. A través de ellos, los inversores pueden solicitar la aplicación de normas de derecho internacional público para proteger sus capitales: el agente privado se transforma así en un sujeto de derecho internacional –como si fuera un estado– y puede negociar de igual a igual con cualquier gobierno.

Si el objetivo de estos tratados era alentar la inversión extranjera dándole protección frente a los riesgos políticos, jurídicos o regulatorios, resulta contradictorio que países no confiables otorguen seguridad extra a los inversores de países desarrollados, máxime cuando los problemas de los países receptores de las inversiones tienen origen en su mayoría, en las políticas y del sistema económico-financiero de los países devenidos en promitentes inversores

Características

Los tratados suscritos en los años noventa son todos muy similares entre sí y podrían considerarse como “contratos de adhesión”, ya que no fueron el producto de una negociación entre los países signatarios, sino que cada estado “inversor” tenía un modelo único de TBI creado para sustentar promesas de inversión, aprovechando las necesidades de los estados en vías de desarrollo.

La mayoría de los tratados bilaterales de inversión contienen las mismas cláusulas de protección para los inversores y las más relevantes a los efectos de comprender cada uno de los casos particulares:

Cláusula de prórroga de jurisdicción y competencia: es la clave que permite al inversor sustraerse a los tribunales locales y someter cualquier disputa ante un tribunal de arbitraje internacional, es decir el estado no puede esgrimir su derecho interno para incumplir una obligación internacional.

La principal crítica a esta cláusula radica en que se afecta la soberanía y que los arbitrajes no siempre ofrecen un laudo justo y/o equitativo al limitar la capacidad de los Estados de velar por en el interés público.

Cláusula de la nación más favorecida: si a un país se le otorga algún beneficio legal para atraerlo, el mismo se aplica automáticamente a todos los Estados firmantes de tratados que lo hayan hecho con anterioridad a este Estado favorecido de forma extra. 

Cláusulas paraguas: El incumplimiento del contrato por parte del Estado receptor de la inversión podría significar asimismo el incumplimiento del TBI, lo que generaría una eventual responsabilidad internacional.

Hay otras cláusulas pero éstas son las más relevantes y como podemos ver están diseñadas para compensar cualquier tipo de pérdida sufrida por el inversor en el país receptor del capital eliminando cualquier vestigio de soberanía.

La vigencia de los TBIs suele ser de diez años, prorrogables automáticamente y la renuncia al tratado mantiene una ultraactividad por diez años. Cabe destacar que dentro del sistema jurídico argentino, y desde la reforma constitucional de 1994, las normas de este tipo de tratados no tienen jerarquía constitucional aunque son superiores a las leyes locales. 

https://www.argentina.gob.ar/normativa/nacional/ley-24124-523/texto

¿Qué relación hay entre los TBI y el CIADI?

El CIADI es la institución creada en el ámbito del Banco Mundial con el objetivo resolver diferendos y conciliar o  laudar entre inversores internacionales y los estados receptores de la inversión en el marco de los TBI. 

Fue creado el 18 de marzo de 1965 mediante el Convenio sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones del Banco Mundial (también conocido como Convenio de Washington), pero cobró relevancia en los 90, con las directrices del Consenso de Washington, la liberalización de la economía y los movimientos de capitales privados hacia los países en desarrollo. No es mera coincidencia que en esa época fueran firmados la mayoría de los tratados bilaterales de inversión, cediendo jurisdicción en caso de litigio al CIADI.

Un detalle importante: el Estado no puede recurrir al CIADI por incumplimientos del inversor, lo que podría complicar la gestión gubernamental. Es decir que ante  incumplimientos en la prestación del servicio como el caso de Edesur la vía del arbitraje internacional se encuentra ocluida.

Argentina 

y los juicios

Durante los 90, el Gobierno argentino firmó 58 tratados bilaterales de inversión, todos con cláusula de arbitraje en jurisdicción del CIADI. Otros países latinoamericanos suscribieron TBIs durante los años noventa: Bolivia firmó 16, Ecuador 18, Venezuela 22, Chile 48, Perú 28 y México 15. Brasil nunca ratificó ninguno.

Por su parte, los Estados Unidos establecieron en su Trade Promotion Act de 2002 que “la supremacía de la ley interna en todo lo relativo a las inversiones extranjeras y garantiza que los inversores extranjeros no tendrán mayores derechos que los que gozan los inversores locales”.  A pesar de ello EE.UU. es el país que que aporta un mayor número de árbitros (308), conciliadores y miembros de comités ad hoc nombrados en en virtud del Convenio del CIADI y el Reglamento del Mecanismo Complementario

Actualmente el CIADI registra novecientos cuarenta y dos casos interpuestos por inversores privados y doscientos ochenta y siete son contra países de América latina. la Argentina tiene 56 casos planteados, seis de los cuales están aún pendientes de resolución. Veinticuatro corresponden al sector energético.

Incentivo a las inversiones

Si consideramos los datos de Brasil, un estado que no ha firmado el Convenio CIADI ni ha rubricado Tratados Bilaterales de Inversión, podemos apreciar un notable incremento en su capacidad de atraer IED durante el mismo período.

De un promedio anual de US$ 16.667 millones entre 1993 y 2000, Brasil aumentó su capacidad de atraer IED a un promedio de US$ 31.137 millones por año durante el período 2001-2010, y alcanzó una media anual de US$ 69.583 millones durante la etapa de 2011-2020. Esto representa un aumento del 87% en la primera etapa y del 317% en la segunda, en comparación con los años 1993-2000. 

Estas cifras superan con creces las obtenidas en Argentina, donde la IED alcanzó una suma histórica de US$ 23.987 millones en 1999 para luego caer abruptamente a US$ 2.166 millones en 2001, sin lograr recuperarse durante toda la década.

Este hecho tuvo consecuencias negativas para nuestro país, ya que se puede demostrar una correlación inversa entre los laudos dictados en contra de Argentina por el CIADI y su capacidad para atraer IED durante el período 2001-2020. 

Existen múltiples factores incidentes, sin embargo, lo que se ha observa claramente es que en el período 1993-2000, cuando Argentina representaba el 15% del flujo total de IED en la región, la participación disminuyó marcadamente, llegando a representar sólo el 5% en el período 2001-2020. De ser el segundo mayor receptor de IED, después de México, en el período 1993-2000, Argentina descendió al quinto lugar en el período 2001-2010. Durante ese mismo período, nuestro país se convirtió en el “gran demandado” ante el organismo, lo cual ha tenido un impacto significativo en nuestra economía.

Por otra parte, en los últimos años, el Estado ha abonado cerca de US$ 17.000 millones para cumplir fallos adversos dictados por cortes internacionales. En el CIADI la Argentina ha pagado sentencias por US$ 855 millones. Por la expropiación de YPF se desembolsaron US$ 6.150 millones y por los fallos relacionados con los juicios por la deuda en default y no reestructurada unos US$ 9.300 millones. A esto hay que sumarle US$ 240 en sentencias dictadas por la Unicatral (United Nations Commission On International Trade Law). 

Más del 90% de estas sentencias fueron abonadas emitiendo deuda denominada en dólares. Por YPF, se emitieron Bonar X por US$ 800 millones, Discount 33 por US$ 1.250 millones, Boden 2015 por US$ 400 millones, Bonar 2024 por US$ 3.550 millones y una Letra del Tesoro por US$  150 millones. Por los holdouts, se colocaron cuatro nuevos bonos por US$  16.000 millones, de los cuales se utilizaron US$  9.300 para pagar en efectivo. Lo mismo ocurrió con sentencias menores originadas en el Ciadi y en la Uncitral.

Argentina como principal demandado en el CIADI:

La salida de la convertibilidad se materializó a través de la Ley 25.561 de emergencia pública y de reforma del régimen cambiario.  Esta ley supuso la entrada en vigencia de dos cambios fundamentales: el fin del régimen de convertibilidad -un peso, un dólar- y dispuso que los precios y tarifas resultantes de dichos contratos se fijarían en pesos argentinos. También impuso una una reestructuración de los contratos tanto privados como públicos pactados en moneda extranjera bajo la ley argentina. 

Al momento de la sanción de la ley 25.561 el tipo de cambio rondaba los se necesitaban tres pesos argentinos para comprar un dólar. 

La nueva ley puso en tensión al sistema económico que tenía una altísima tasa de desocupación, industrias con capacidad ociosa y conflictos internos por la dolarización y pérdida de los depósitos en dólares de los ahorristas.

En paralelo los tenedores de acciones de empresas argentinas, corrieron al CIADI que llegó a tramitar 58 casos casos con pedidos de compensación económica por más de US$ 50.000 millones, amparados en las cláusulas de protección de los TBIs.

Críticas a los fallos del CIADI

A la luz de los resultados el CIADI ha quedado demostrado una enorme inconsistencia jurídica: no es posible que distintos árbitros manifiesten interpretaciones disímiles sobre los mismos hechos. Justamente, cuando en el ámbito del CIADI se pretende seguridad jurídica para las partes, no se reconoce la propia jurisprudencia del organismo.

Una de las principales defensas esgrimida por el cuerpo de abogados del Estado argentino finca en el Artículo 11 del Tratado Bilateral de Inversión firmado entre Argentina y Estados Unidos que señala: “el presente Tratado no impedirá la aplicación por cualquiera de las Partes de las medidas necesarias para el mantenimiento del orden público, el cumplimiento de sus obligaciones con respecto al mantenimiento o restauración de la paz o seguridad internacionales, o la protección de sus intereses esenciales de seguridad”.

Casi todos los reclamos tuvieron los mismo hechos com causa fuente, por lo que los argumentos de la defensa argentina son similares: el “estado de necesidad” que obligó a medidas de emergencia forzadas e inevitables con afectación a todos por igual a todos los inversores sin distinguir su nacionalidad.

El “estado de necesidad” se refiere a una situación en la que un Estado se enfrenta a una amenaza inminente y grave a su seguridad o supervivencia, y no tiene otra opción razonable para protegerse que infringir el derecho internacional.

Varios tribunales del CIADI rechazaron la relevancia del argumento y la situación de emergencia en la que se encontraba la Argentina luego de la crisis; otros reconocieron la situación pero obligaron a pagar y otros admitieron la procedencia del argumento argentino.

En el caso “Caso CMS c/ Argentina” el tribunal dijo que reconoce como válidos los argumentos de la defensa de Argentina y que la invocación del “estado de necesidad” puede excluir la ilicitud de un acto, pero no excluye el deber de indemnizar al titular del derecho que debió sacrificarse.

Por su parte en el caso LG&E c/ Argentina el tribunal dijo que “… los intereses esenciales de seguridad de Argentina estaban amenazados…La existencia misma del Estado argentino, su sobrevivencia económica y política, las posibilidades de mantener operativos sus servicios esenciales y la preservación de su paz interna estuvieron en peligro.” Y que “no hay evidencia contundente de que Argentina haya contribuido a crear la situación de crisis que dio lugar al estado de necesidad.” Y remata: “un paquete de medidas para la recuperación económica resultó la única manera de resolver la inminente crisis…” “…la evidencia presentada demuestra que una solución general fue necesaria, y la regulación de las tarifas de los servicios públicos tenía que incluirse en ellas. Tampoco puede decirse que los derechos de ningún otro Estado se vieran seriamente afectados por las medidas tomadas durante la crisis.”

Pero en el Caso Enron c/ Argentina: el tribunal sostuvo que “Sea como fuere… aún existe la necesidad de tomar en consideración los intereses de las entidades privadas que son los beneficiarios últimos de esas obligaciones… El interés esencial de las Demandantes ciertamente se vería gravemente afectado por la aplicación del Artículo XI o el estado de necesidad en este caso”.

Por el contrario, en el caso “Sempra c/ Argentina” el tribunal dijo que “tiene duda acerca de que hubo una crisis grave, y que dentro de ese contexto era poco probable que los negocios pudieran haber seguido como siempre. Sin embargo, el argumento de que dicha situación comprometió la existencia misma del Estado y su independencia, y que por ellos calificó como una situación que afectaba un interés esencial del Estado, no es convincente. Las cuestiones de orden público y malestar social podrían haberse controlado, como de hecho lo fueron, tal como se manejaron los aspectos relativos a la estabilización política de conformidad con las disposiciones constitucionales en vigor”. “Lo anterior significa que en alguna medida ha habido una contribución considerable del Estado a la situación que dio lugar al estado de necesidad y que, por consiguiente, no puede argumentarse que todo el peso recae en factores externos. Esta situación no fue obra de un gobierno en particular, dado que se trataba de un problema cuyos efectos se acumularon durante una década. De todas formas, el Estado debe responder por ello en su conjunto”. 

En el Caso BG c/ Argentina el tribunal dijo que se excluye una defensa basada en el estado de necesidad “cuando la obligación internacional en cuestión excluye explícita o implícitamente la invocación del estado de necesidad”. 

En el Caso Continental Casualty Company c/ Argentina el tribunal dijo que  “El diseño de las Medidas fue suficiente para abordar la crisis y se aplicaron de manera razonable y proporcional… observamos que las Medidas pertinentes se limitaron básicamente a los aspectos económicos y financieros de la crisis económica. No interfirieron de otra manera con el desarrollo ordinario de la actividad comercial privada; no involucraron la (re) nacionalización de las empresas privadas, ni interfirieron de otro modo con los contratos privados, incluidas las compañías de seguros (ni la Demandante reclama respecto de ninguna de dichas medidas). Ninguna de las Medidas impugnadas hacía la diferencia entre, por un lado, ciudadanos o empresas de Argentina y, por el otro, empresas extranjeras o de propiedad extranjera y empresarios extranjeros, fueran éstos inversores o no. CNA fue, en todos los aspectos, tratada como cualquier otra compañía (de seguros) argentina. 

Como puede apreciarse, sobre los mismos hechos diferentes interpretaciones ¿Aportan seguridad jurídica los tribunales del CIADI?

Conflicto de intereses

En el caso Aguas del Aconquija y Vivendi, los abogados de la Argentina denunciaron que uno de los árbitros -Gabrielle Kaufmann-Kohler- era directora del Banco UBS, accionista mayoritario de Vivendi y a pesar de que se solicitó la anulación del laudo argumentando que el tribunal no había sido debidamente constituido, pero el comité que resolvió el asunto decidió que el conflicto de intereses denunciado no era relevante.

Incluso un mismo árbitro Albert Jan Van Den Berg, fue parte del tribunal del caso de LG&E y también de Enron y en los dos casos se resolvió de forma totalmente diferente, cuando las causales fueron las mismas.

Se demostró en varias oportunidades que existía un claro conflicto de intereses entre los árbitros, pero éstos no pudieron ser recusados porque la Convención del CIADI no prevé reglas claras sobre el asunto. 

Arreglos

Además de las defensas en el CIADI, la estrategia del gobierno argentino fue negociar directamente con los inversionistas perjudicados. Así fue como varios retiraron sus demandas ante el CIADI luego de obtener algún tipo de compensación por parte del Estado.

Realizando un balance general, la suma original reclamada al Estado en el CIADI de aproximadamente 50 mil millones de dólares, el país ha evitado pagar 33 mil millones, debido a los casos ganados y a los desistidos por los demandantes.

Renuncias

Algunos países signatarios han optado por renunciar a los TBI en los últimos años debido al impacto en la soberanía y la capacidad de los gobiernos para regular las inversiones en áreas como la salud, el medio ambiente y los derechos laborales. 

En 2018, Sudáfrica anunció que no renovaría sus TBIs existentes y que adoptaría una nueva ley de inversiones que le permitiría controlar mejor las inversiones extranjeras.

Ecuador: En 2017, Ecuador anunció que rescindiría todos sus TBIs existentes, citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para demandar al gobierno en tribunales internacionales.

India: En 2016, India anunció que renegociaría todos sus TBIs existentes para incluir disposiciones más equilibradas y para proteger mejor sus intereses nacionales.

Indonesia: En 2014, Indonesia anunció que revisaría todos sus TBIs existentes y que no renovaría aquellos que no estuvieran en línea con sus intereses nacionales.

Bolivia: En 2012, Bolivia anunció que renunciaría a todos sus TBIs existentes, citando preocupaciones sobre la protección de los intereses nacionales y la soberanía del país. Es importante destacar que renunciar a los TBIs no significa que los países rechacen la inversión extranjera. En cambio, estos países están buscando proteger sus intereses nacionales y garantizar que las inversiones extranjeras no tengan un impacto negativo en sus economías y sociedades. Por su parte Brasil no ha ratificado ningún TBI, citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para demandar al gobierno en tribunales internacionales y la necesidad de proteger los intereses nacionales.

Doctrina del Supremo 

Para el presidente de la Suprema Corte de Justicia, Horacio Rosatti, el tema del CIADI es una cuestión técnico-jurídica, pero también política que involucra al Estado en su conjunto. “Es imprescindible generar un estado de conciencia en los ámbitos académicos, políticos y periodísticos para poner de manifiesto las anomalías de este régimen que está colapsado para atender el caso argentino” afirmó en un reportaje de larga data, cuando aún era Procurador del Tesoro de la Nación. “El arbitraje internacional en materia comercial está en crisis y debe reformularse íntegramente cuando se encuentra involucrado un Estado soberano. Ésta es la lección que deja el caso argentino en el CIADI. Dependerá de la calidad de los sectores involucrados formular una autocrítica y corregir los errores a futuro” Respecto de las cuestiones que afectan la soberanía, Rosatti había señalado que “Tradicionalmente la lógica de la apertura o de la prórroga de la jurisdicción nacional hacia tribunales internacionales o extranjeros estuvo ligada en la Argentina a la posibilidad de ejercer, ya sea antes o después pero en cualquier caso en algún momento, el control judicial por parte de tribunales nacionales. -Pero cierta interpretación del sistema de Tratados Bilaterales de Inversión realizado por los árbitros del régimen CIADI no permite cumplir con ese control. -Lo que creemos es que la imposibilidad de control judicial local de inconstitucionalidad no es para el paí-s una cuestión procesal sino sustancial, porque se traduce en una inhibitoria para ponderar la vigencia de los principios de derecho público que condicionan la validez de los tratados internacionales de comercio.”

“El inversor extranjero siempre hace cálculos y luego decide. Mientras el balance del cálculo tenga saldo favorable los inversores extranjeros van a seguir, porque ésa es su lógica”. 

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¿Hay seguridad jurídica para los estados en el CIADI

Todo indica que el Gobierno argentino tiene causales claras para la resolución del contrato de concesión de Edesur pero siendo presionado en año electoral por distintos sectores políticos de la alianza gubernamental para una expropiación.

Esta opción podría significar la salvación para la empresa que cuenta en su historial, una vastísima colección de cortes e incumplimientos de la calidad del servicio, siempre con gran impacto social, alta exposición mediática e históricamente un pésimo manejo de la comunicación.

Para justificar la mala calidad del servicio podrá alegarse la insuficiencia y pesificación de las tarifas, pero ya en el 99, cuando hacía  siete años de la vigencia de la convertibilidad, EDESUR provocó uno de los mayores cortes del servicio en la historia de la ciudad.

Con la crisis del 2001, el Estado argentino adquirió una vasta experiencia en materia de litigios internacionales y tras la crisis quedó maniatado por los Tratados Bilaterales de Inversión (TBI) y a la luz de los resultados en el CIADI conoce el riesgo que significa una irreflexiva expropiación: los laudos arbitrales del CIADI suelen favorecer al inversor, obviando las “razones de estado”.

La concesión tiene un plazo de 95 años, de los que apenas transcurrieron 31 y todo indica que la estrategia del “poder concedente” estriba en sumar denuncias en distintos fueros judiciales y forzar a la empresa ENEL a una negociación con la participación del estado italiano que tiene el control mayoritario de la empresa.

El titular del ENRE confirmó la denuncia penal contra las autoridades de Edesur por defraudación, abandono de persona y entorpecer servicios públicos. 

Eludir la instancia arbitral del CIADI parece ser la opción más sensata, habida cuenta de que  los países signatarios de Tratados Bilaterales de Inversión (TBI) receptores de inversión sólo encuentran inconsistencias e inseguridad jurídica en ese fuero. El interés de esta nota es aportar datos y mostrar el esquema general del “sistema” de atracción de inversiones de arbitraje contenido en los tratados 

Antecedentes: privatizaciones, TBI´s  y CIADI

La caída del Muro de Berlín y la desintegración de la ex Unión Soviética supusieron el fin de la Guerra Fría y la casi desaparición del movimiento de los países no alineados. 

Estos sucesos, sumados a la crisis de la deuda externa de los países en desarrollo durante los años 80, contribuyeron a la puesta en marcha del denominado Consenso de Washington en 1989.

El Consenso se integró con un conjunto de políticas económicas elaboradas por instituciones internacionales como el Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial, entre otras, y promovidas por diversos actores, con la participación estelar del Departamento de Estado de EE.UU.

Dichas políticas incluían: disciplina fiscal (reducir los déficits fiscales a través de la limitación del gasto público) y la implementación de políticas de austeridad; reforma tributaria; liberalización de la economía con eliminación de barreras comerciales; tipo de cambio competitivo; liberalización financiera y privatizaciones y la protección de los derechos de propiedad para mejorar la eficiencia y la inversión en los sectores económicos.

Como parte de la estrategia para atraer inversiones extranjeras directas (IED) el gobierno de Menem firmó una serie de TBI´s con Estados Unidos y varios países europeos. Estos tratados otorgaron –en palabras de Hans Kelsen– “una ilusoria seguridad jurídica” a la inversión extranjera en Argentina.

Con Carlos Menem a la cabeza, la Argentina se convirtió en el mejor alumno del Consenso, llevando a cabo las recetas impuestas con privatizaciones masivas en sectores clave de la economía.

En este marco durante los ´90, se privatizaron alrededor de 200 empresas: de servicios públicos, telecomunicaciones, bancos, energéticas, de transporte y otras empresas estatales varias. Entre las más grandes, privatizadas durante ese período, se incluyen las más visibles Aerolíneas Argentinas, YPF, Entel, Gas del Estado, y el Banco Nacional de Desarrollo.

Además de la controversia en torno a la privatización, muchos críticos argumentaron que las empresas se vendieron por debajo de su valor real y que hubo una disminución de la calidad de los servicios públicos después de la privatización. Buena parte de los usuarios de Edesur sin dudas podrán dar cuenta de este aserto.

Para muchos, la mejor garantía de seguridad a los inversores fue el régimen de libertad cambiaria y la convertibilidad de los pesos en dólares. 

Pero el régimen de convertibilidad dio un duro golpe al aparato productivo, las exportaciones argentinas se tornaron poco competitivas y los productos de manufactura importada inundaron el mercado, provocando –como ocurriera en la década del 70– la quiebra de amplios sectores de la industria argentina. En el 2001, tras diez años de convertibilidad, la economía del país se había derrumbado.

El PIB cayó de US$ 330 mil millones a US$ 97 mil millones en 2002, más del 50% de la población se encontraba bajo la línea de pobreza, la industria tenia una altísima capacidad ociosa y la sociedad se movilizaba en las calles. 

Finalmente, en 2001 el gobierno de Eduardo Duhalde declaró la cesación de pagos y la salida de la convertibilidad mediante la Ley 25.561, eliminando las operaciones de conversión monetaria y sumando una deuda externa que superaba los US$ 130.000 millones, compuesta en buena parte por bonos bajo legislación de ocho jurisdicciones diferentes.

Los tratados y el arbitraje

Los TBI´s son un tipo de tratado firmado entre Estados soberanos con el sólo fin de proteger tanto a personas físicas como jurídicas. A través de ellos, los inversores pueden solicitar la aplicación de normas de derecho internacional público para proteger sus capitales: el agente privado se transforma así en un sujeto de derecho internacional –como si fuera un estado– y puede negociar de igual a igual con cualquier gobierno.

Si el objetivo de estos tratados era alentar la inversión extranjera dándole protección frente a los riesgos políticos, jurídicos o regulatorios, resulta contradictorio que países no confiables otorguen seguridad extra a los inversores de países desarrollados, máxime cuando los problemas de los países receptores de las inversiones tienen origen en su mayoría, en las políticas y del sistema económico-financiero de los países devenidos en promitentes inversores

Características

Los tratados suscritos en los años noventa son todos muy similares entre sí y podrían considerarse como “contratos de adhesión”, ya que no fueron el producto de una negociación entre los países signatarios, sino que cada estado “inversor” tenía un modelo único de TBI creado para sustentar promesas de inversión, aprovechando las necesidades de los estados en vías de desarrollo.

La mayoría de los tratados bilaterales de inversión contienen las mismas cláusulas de protección para los inversores y las más relevantes a los efectos de comprender cada uno de los casos particulares:

Cláusula de prórroga de jurisdicción y competencia: es la clave que permite al inversor sustraerse a los tribunales locales y someter cualquier disputa ante un tribunal de arbitraje internacional, es decir el estado no puede esgrimir su derecho interno para incumplir una obligación internacional.

La principal crítica a esta cláusula radica en que se afecta la soberanía y que los arbitrajes no siempre ofrecen un laudo justo y/o equitativo al limitar la capacidad de los Estados de velar por en el interés público.

Cláusula de la nación más favorecida: si a un país se le otorga algún beneficio legal para atraerlo, el mismo se aplica automáticamente a todos los Estados firmantes de tratados que lo hayan hecho con anterioridad a este Estado favorecido de forma extra. 

Cláusulas paraguas: El incumplimiento del contrato por parte del Estado receptor de la inversión podría significar asimismo el incumplimiento del TBI, lo que generaría una eventual responsabilidad internacional.

Hay otras cláusulas pero éstas son las más relevantes y como podemos ver están diseñadas para compensar cualquier tipo de pérdida sufrida por el inversor en el país receptor del capital eliminando cualquier vestigio de soberanía.

La vigencia de los TBIs suele ser de diez años, prorrogables automáticamente y la renuncia al tratado mantiene una ultraactividad por diez años. Cabe destacar que dentro del sistema jurídico argentino, y desde la reforma constitucional de 1994, las normas de este tipo de tratados no tienen jerarquía constitucional aunque son superiores a las leyes locales. 

¿Qué relación hay entre los TBI y el CIADI?

El CIADI es la institución creada en el ámbito del Banco Mundial con el objetivo resolver diferendos y conciliar o laudar entre inversores internacionales y los estados receptores de la inversión en el marco de los TBI. 

Fue creado el 18 de marzo de 1965 mediante el Convenio sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones del Banco Mundial (también conocido como Convenio de Washington), pero cobró relevancia en los 90, con las directrices del Consenso de Washington, la liberalización de la economía y los movimientos de capitales privados hacia los países en desarrollo. No es mera coincidencia que en esa época fueran firmados la mayoría de los tratados bilaterales de inversión, cediendo jurisdicción en caso de litigio al CIADI.

Un detalle importante: el Estado no puede recurrir al CIADI por incumplimientos del inversor, lo que podría complicar la gestión gubernamental. Es decir que ante  incumplimientos en la prestación del servicio como el caso de Edesur la vía del arbitraje internacional se encuentra ocluida.

Argentina y los juicios

Durante los 90, el Gobierno argentino firmó 58 tratados bilaterales de inversión, todos con cláusula de arbitraje en jurisdicción del CIADI. Otros países latinoamericanos suscribieron TBIs durante los años noventa: Bolivia firmó 16, Ecuador 18, Venezuela 22, Chile 48, Perú 28 y México 15. Brasil nunca ratificó ninguno.

Por su parte, los Estados Unidos establecieron en su Trade Promotion Act de 2002 que “la supremacía de la ley interna en todo lo relativo a las inversiones extranjeras y garantiza que los inversores extranjeros no tendrán mayores derechos que los que gozan los inversores locales”.  A pesar de ello EE.UU. es el país que que aporta un mayor número de árbitros (308), conciliadores y miembros de comités ad hoc nombrados en en virtud del Convenio del CIADI y el Reglamento del Mecanismo Complementario.

Tratado biateral Argentina EE.UU.:

https://www.argentina.gob.ar/normativa/nacional/ley-24124-523/texto

Actualmente el CIADI registra novecientos cuarenta y dos casos interpuestos por inversores privados y doscientos ochenta y siete son contra países de América latina. la Argentina tiene 56 casos planteados, seis de los cuales están aún pendientes de resolución. Veinticuatro corresponden al sector energético.

Incentivo a las inversiones

Si consideramos los datos de Brasil, un estado que no ha firmado el Convenio CIADI ni ha rubricado Tratados Bilaterales de Inversión, podemos apreciar un notable incremento en su capacidad de atraer Inversión Extranjera Directa (IED) durante el mismo período.

De un promedio anual de US$ 16.667 millones entre 1993 y 2000, Brasil aumentó su capacidad de atraer IED a un promedio de US$ 31.137 millones por año durante el período 2001-2010, y alcanzó una media anual de US$ 69.583 millones durante la etapa de 2011-2020. Esto representa un aumento del 87% en la primera etapa y del 317% en la segunda, en comparación con los años 1993-2000. 

Estas cifras superan con creces las obtenidas en Argentina, donde la IED alcanzó una suma histórica de US$ 23.987 millones en 1999 para luego caer abruptamente a US$ 2.166 millones en 2001, sin lograr recuperarse durante toda la década.

Este hecho tuvo consecuencias negativas para nuestro país, ya que se puede demostrar una correlación inversa entre los laudos dictados en contra de Argentina por el CIADI y su capacidad para atraer IED durante el período 2001-2020. 

Existen múltiples factores incidentes, sin embargo, lo que se ha observa claramente es que en el período 1993-2000, cuando Argentina representaba el 15% del flujo total de IED en la región, la participación disminuyó marcadamente, llegando a representar sólo el 5% en el período 2001-2020. De ser el segundo mayor receptor de IED, después de México, en el período 1993-2000, Argentina descendió al quinto lugar en el período 2001-2010. Durante ese mismo período, nuestro país se convirtió en el “gran demandado” ante el organismo, lo cual ha tenido un impacto significativo en nuestra economía.

Por otra parte, en los últimos años, el Estado ha abonado cerca de US$ 17.000 millones para cumplir fallos adversos dictados por cortes internacionales. En el CIADI la Argentina ha pagado sentencias por US$ 855 millones. Por la expropiación de YPF se desembolsaron US$ 6.150 millones y por los fallos relacionados con los juicios por la deuda en default y no reestructurada unos US$ 9.300 millones. A esto hay que sumarle US$ 240 en sentencias dictadas por la Unicatral (United Nations Commission On International Trade Law). 

Más del 90% de estas sentencias fueron abonadas emitiendo deuda denominada en dólares. Por YPF, se emitieron Bonar X por US$ 800 millones, Discount 33 por US$ 1.250 millones, Boden 2015 por US$ 400 millones, Bonar 2024 por US$ 3.550 millones y una Letra del Tesoro por US$  150 millones. Por los holdouts, se colocaron cuatro nuevos bonos por US$  16.000 millones, de los cuales se utilizaron US$  9.300 para pagar en efectivo. Lo mismo ocurrió con sentencias menores originadas en el Ciadi y en la Uncitral.

Argentina como principal demandado en el CIADI:

La salida de la convertibilidad se materializó a través de la Ley 25.561 de emergencia pública y de reforma del régimen cambiario.  Esta ley supuso la entrada en vigencia de dos cambios fundamentales: el fin del régimen de convertibilidad -un peso, un dólar- y dispuso que los precios y tarifas resultantes de dichos contratos se fijarían en pesos argentinos. También impuso una una reestructuración de los contratos tanto privados como públicos pactados en moneda extranjera bajo la ley argentina. 

Al momento de la sanción de la ley 25.561 el tipo de cambio rondaba los se necesitaban tres pesos argentinos para comprar un dólar. 

La nueva ley puso en tensión al sistema económico que tenía una altísima tasa de desocupación, industrias con capacidad ociosa y conflictos internos por la dolarización y pérdida de los depósitos en dólares de los ahorristas.

En paralelo los tenedores de acciones de empresas argentinas, corrieron al CIADI que llegó a tramitar 58 casos casos con pedidos de compensación económica por más de US$ 50.000 millones, amparados en las cláusulas de protección de los TBIs.

Críticas a los fallos del CIADI

A la luz de los resultados el CIADI ha quedado demostrado una enorme inconsistencia jurídica: no es posible que distintos árbitros manifiesten interpretaciones disímiles sobre los mismos hechos. Justamente, cuando en el ámbito del CIADI se pretende seguridad jurídica para las partes, no se reconoce la propia jurisprudencia del organismo.

Una de las principales defensas esgrimida por el cuerpo de abogados del Estado argentino finca en el Artículo 11 del Tratado Bilateral de Inversión firmado entre Argentina y Estados Unidos que señala: “el presente Tratado no impedirá la aplicación por cualquiera de las Partes de las medidas necesarias para el mantenimiento del orden público, el cumplimiento de sus obligaciones con respecto al mantenimiento o restauración de la paz o seguridad internacionales, o la protección de sus intereses esenciales de seguridad”.

Casi todos los reclamos tuvieron los mismo hechos com causa fuente, por lo que los argumentos de la defensa argentina son similares: el “estado de necesidad” que obligó a medidas de emergencia forzadas e inevitables con afectación a todos por igual a todos los inversores sin distinguir su nacionalidad.

El “estado de necesidad” se refiere a una situación en la que un Estado se enfrenta a una amenaza inminente y grave a su seguridad o supervivencia, y no tiene otra opción razonable para protegerse que infringir el derecho internacional.

Varios tribunales del CIADI rechazaron la relevancia del argumento y la situación de emergencia en la que se encontraba la Argentina luego de la crisis; otros reconocieron la situación pero obligaron a pagar y otros admitieron la procedencia del argumento argentino.

En el caso “Caso CMS c/ Argentina” el tribunal dijo que reconoce como válidos los argumentos de la defensa de Argentina y que la invocación del “estado de necesidad” puede excluir la ilicitud de un acto, pero no excluye el deber de indemnizar al titular del derecho que debió sacrificarse.

Por su parte en el caso LG&E c/ Argentina el tribunal dijo que “… los intereses esenciales de seguridad de Argentina estaban amenazados…La existencia misma del Estado argentino, su sobrevivencia económica y política, las posibilidades de mantener operativos sus servicios esenciales y la preservación de su paz interna estuvieron en peligro.” Y que “no hay evidencia contundente de que Argentina haya contribuido a crear la situación de crisis que dio lugar al estado de necesidad.” Y remata: “un paquete de medidas para la recuperación económica resultó la única manera de resolver la inminente crisis…” “…la evidencia presentada demuestra que una solución general fue necesaria, y la regulación de las tarifas de los servicios públicos tenía que incluirse en ellas. Tampoco puede decirse que los derechos de ningún otro Estado se vieran seriamente afectados por las medidas tomadas durante la crisis.”

Pero en el Caso Enron c/ Argentina: el tribunal sostuvo que “Sea como fuere… aún existe la necesidad de tomar en consideración los intereses de las entidades privadas que son los beneficiarios últimos de esas obligaciones… El interés esencial de las Demandantes ciertamente se vería gravemente afectado por la aplicación del Artículo XI o el estado de necesidad en este caso”.

Por el contrario, en el caso “Sempra c/ Argentina” el tribunal dijo que “tiene duda acerca de que hubo una crisis grave, y que dentro de ese contexto era poco probable que los negocios pudieran haber seguido como siempre. Sin embargo, el argumento de que dicha situación comprometió la existencia misma del Estado y su independencia, y que por ellos calificó como una situación que afectaba un interés esencial del Estado, no es convincente. Las cuestiones de orden público y malestar social podrían haberse controlado, como de hecho lo fueron, tal como se manejaron los aspectos relativos a la estabilización política de conformidad con las disposiciones constitucionales en vigor”. “Lo anterior significa que en alguna medida ha habido una contribución considerable del Estado a la situación que dio lugar al estado de necesidad y que, por consiguiente, no puede argumentarse que todo el peso recae en factores externos. Esta situación no fue obra de un gobierno en particular, dado que se trataba de un problema cuyos efectos se acumularon durante una década. De todas formas, el Estado debe responder por ello en su conjunto”. 

En el Caso BG c/ Argentina el tribunal dijo que se excluye una defensa basada en el estado de necesidad “cuando la obligación internacional en cuestión excluye explícita o implícitamente la invocación del estado de necesidad”. 

En el Caso Continental Casualty Company c/ Argentina el tribunal dijo que  “El diseño de las Medidas fue suficiente para abordar la crisis y se aplicaron de manera razonable y proporcional… observamos que las Medidas pertinentes se limitaron básicamente a los aspectos económicos y financieros de la crisis económica. No interfirieron de otra manera con el desarrollo ordinario de la actividad comercial privada; no involucraron la (re) nacionalización de las empresas privadas, ni interfirieron de otro modo con los contratos privados, incluidas las compañías de seguros (ni la Demandante reclama respecto de ninguna de dichas medidas). Ninguna de las Medidas impugnadas hacía la diferencia entre, por un lado, ciudadanos o empresas de Argentina y, por el otro, empresas extranjeras o de propiedad extranjera y empresarios extranjeros, fueran éstos inversores o no. CNA fue, en todos los aspectos, tratada como cualquier otra compañía (de seguros) argentina. 

Como puede apreciarse, sobre los mismos hechos diferentes interpretaciones ¿Aportan seguridad jurídica los tribunales del CIADI?

Conflicto de intereses

En el caso Aguas del Aconquija y Vivendi, los abogados de la Argentina denunciaron que uno de los árbitros -Gabrielle Kaufmann-Kohler- era directora del Banco UBS, accionista mayoritario de Vivendi y a pesar de que se solicitó la anulación del laudo argumentando que el tribunal no había sido debidamente constituido, pero el comité que resolvió el asunto decidió que el conflicto de intereses denunciado no era relevante.

Incluso un mismo árbitro Albert Jan Van Den Berg, fue parte del tribunal del caso de LG&E y también de Enron y en los dos casos se resolvió de forma totalmente diferente, cuando las causales fueron las mismas.

Se demostró en varias oportunidades que existía un claro conflicto de intereses entre los árbitros, pero éstos no pudieron ser recusados porque la Convención del CIADI no prevé reglas claras sobre el asunto. 

Arreglos

Además de las defensas en el CIADI, la estrategia del gobierno argentino fue negociar directamente con los inversionistas perjudicados. Así fue como varios retiraron sus demandas ante el CIADI luego de obtener algún tipo de compensación por parte del Estado.

Realizando un balance general, la suma original reclamada al Estado en el CIADI de aproximadamente 50 mil millones de dólares, el país ha evitado pagar 33 mil millones, debido a los casos ganados y a los desistidos por los demandantes.

Renuncias

Algunos países signatarios han optado por renunciar a los TBI en los últimos años debido al impacto en la soberanía y la capacidad de los gobiernos para regular las inversiones en áreas como la salud, el medio ambiente y los derechos laborales. 

En 2018, Sudáfrica anunció que no renovaría sus TBIs existentes y que adoptaría una nueva ley de inversiones que le permitiría controlar mejor las inversiones extranjeras.

Ecuador: En 2017, Ecuador anunció que rescindiría todos sus TBIs existentes, citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para demandar al gobierno en tribunales internacionales.

India: En 2016, India anunció que renegociaría todos sus TBIs existentes para incluir disposiciones más equilibradas y para proteger mejor sus intereses nacionales.

Indonesia: En 2014, Indonesia anunció que revisaría todos sus TBIs existentes y que no renovaría aquellos que no estuvieran en línea con sus intereses nacionales.

Bolivia: En 2012, Bolivia anunció que renunciaría a todos sus TBIs existentes, citando preocupaciones sobre la protección de los intereses nacionales y la soberanía del país. Es importante destacar que renunciar a los TBIs no significa que los países rechacen la inversión extranjera. En cambio, estos países están buscando proteger sus intereses nacionales y garantizar que las inversiones extranjeras no tengan un impacto negativo en sus economías y sociedades. Por su parte Brasil no ha ratificado ningún TBI, citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para demandar al gobierno en tribunales internacionales y la necesidad de proteger los intereses nacionales.

Doctrina del Supremo 

Para el presidente de la Suprema Corte de Justicia, Horacio Rosatti, el tema del CIADI es una cuestión técnico-jurídica, pero también política que involucra al Estado en su conjunto. “Es imprescindible generar un estado de conciencia en los ámbitos académicos, políticos y periodísticos para poner de manifiesto las anomalías de este régimen que está colapsado para atender el caso argentino” afirmó en un reportaje de larga data, cuando aún era Procurador del Tesoro de la Nación.

“El arbitraje internacional en materia comercial está en crisis y debe reformularse íntegramente cuando se encuentra involucrado un Estado soberano. Ésta es la lección que deja el caso argentino en el CIADI. Dependerá de la calidad de los sectores involucrados formular una autocrítica y corregir los errores a futuro”.

Respecto de las cuestiones que afectan la soberanía, Rosatti había señalado que “Tradicionalmente la lógica de la apertura o de la prórroga de la jurisdicción nacional hacia tribunales internacionales o extranjeros estuvo ligada en la Argentina a la posibilidad de ejercer, ya sea antes o después pero en cualquier caso en algún momento, el control judicial por parte de tribunales nacionales. -Pero cierta interpretación del sistema de Tratados Bilaterales de Inversión realizado por los árbitros del régimen CIADI no permite cumplir con ese control. -Lo que creemos es que la imposibilidad de control judicial local de inconstitucionalidad no es para el paí-s una cuestión procesal sino sustancial, porque se traduce en una inhibitoria para ponderar la vigencia de los principios de derecho público que condicionan la validez de los tratados internacionales de comercio.”

“El inversor extranjero siempre hace cálculos y luego decide. Mientras el balance del cálculo tenga saldo favorable los inversores extranjeros van a seguir, porque ésa es su lógica”. 

A.B.A.

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Mermó la produción de la OPEP en Marzo

La producción de petróleo de la OPEP cayó en marzo debido al mantenimiento de los campos petrolíferos en Angola y a la interrupción de algunas de las exportaciones de Irak, que se suma al impacto de la fuerte adhesión de los principales productores al acuerdo de recorte de suministros de la alianza más amplia OPEP+.

La producción de crudo de la OPEP bajó en 70.000 barriles por día (bpd) en marzo respecto a febrero, debido a que los operadores suspendieron parte de la producción en Kurdistán por el cese de las exportaciones desde el Mediterráneo y a que Angola realizó mantenimiento en algunos campos, según mostró el viernes el sondeo mensual de Reuters.

Los 13 miembros de la OPEP produjeron 28,90 millones de bpd en marzo, según el sondeo. La producción ha disminuido en más de 700.000 bpd con respecto a septiembre.
La OPEP+ redujo su objetivo de producción en 2 millones de bpd, de los cuales unos 1,27 millones debían proceder de los 10 países de la OPEP participantes. El objetivo se mantiene para marzo.
Los mayores impulsores de la reducción de la producción de la OPEP fueron dos de los participantes de la OPEP+, Angola e Irak.

El mayor descenso, de 100.000 bpd, se produjo en Angola, debido a un pequeño programa de exportación y al mantenimiento del yacimiento de Dalia. Según algunas estimaciones, las exportaciones alcanzaron su nivel más bajo en varios meses. Angola de todos modos está muy retrasada en su cuota de producción.
La segunda mayor caída se produjo en Irak, donde las empresas han reducido la producción en la región septentrional del Kurdistán tras la interrupción del oleoducto de exportación el sábado. El aumento de las exportaciones del sur de Irak limitó el descenso, según el estudio.

Varias empresas petroleras extranjeras que operan en el Kurdistán han anunciado en los últimos días el cierre de la producción, ya que el almacenamiento ha alcanzado su capacidad, mientras que las exportaciones siguen paralizadas.

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Récord de exportaciones de crudo de EE.UU en 2022

En 2022, las exportaciones de petróleo crudo de EE.UU. promediaron 3,6 millones de barriles por día (b/d), un 22% más que en 2021. Este es un récord según los datos de exportación recopilados desde 1920.
El aumento de la producción de petróleo crudo de EE.UU., las liberaciones de la Reserva Estratégica de Petróleo de EE.UU. y una mayor demanda mundial de petróleo crudo de países distintos de Rusia impulsaron el crecimiento de las exportaciones de petróleo crudo de EE. UU.

Se exportó menos petróleo crudo a India y China desde Estados Unidos en 2022 que en 2021 porque los dos países importaron más petróleo crudo con descuento de Rusia. India fue el mayor destino de exportación de las exportaciones de petróleo crudo de EE. UU. en 2021; China lo había sido en 2020. La disminución de la demanda de exportaciones de petróleo crudo de EE. UU. a India y China fue más que compensada por una mayor demanda de otros destinos, particularmente en Europa.

A pesar de la disminución de las exportaciones a India y China, Asia y Oceanía siguieron siendo el destino regional que recibió la mayor cantidad de exportaciones de petróleo crudo de EE. UU. en 2022, 43 % (1,55 millones de b/d). Europa ocupó el segundo lugar, con un 42 % (1,51 millones de b/d). Asia y Oceanía es la región que ha recibido el mayor volumen de crudo estadounidense desde 2017, siendo Europa la segunda desde 2018.
El Reino Unido recibió el 9,6 %. Canadá cayó a recibir la cuarta mayor cantidad de exportaciones de petróleo crudo de EE.UU. por primera vez desde el final de la prohibición de exportación de petróleo crudo de EE. UU. en 2015 .

Las sanciones de la UE implementadas en diciembre de 2022 que prohíben todas las importaciones marítimas de petróleo de Rusia a Europa hacen probable que la demanda de petróleo crudo de EE. UU. continúe en 2023.
 

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Vestas e YPF Luz desarrollarán el parque eólico General Levalle, de 155 MW

YPF Luz y Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, anunciaron su acuerdo para el desarrollo del parque eólico General Levalle, en la provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155 MW y tendrá 25 aerogeneradores EnVentusTM V162-6.2 MW, los cuales ingresan por primera vez al país, trayendo consigo una nueva plataforma y desarrollo tecnológico.

Este acuerdo optimizará la producción de energía y asegurará estabilidad a largo plazo para el proyecto, se indicó.

El parque contará con una eficiencia superior al 50% y la producción de energía renovable de origen eólico será suficiente para cubrir el consumo de más de 190.000 hogares.

Este proyecto es pionero en Argentina, ya que contará con las turbinas de la nueva plataforma de Vestas llamada EnVentusTM. La arquitectura de la misma se basa en una modularidad avanzada que aprovecha la tecnología probada de las otras plataformas disponibles de la multinacional danesa, para satisfacer las necesidades de personalización que cada proyecto requiere y -a su vez- busca contribuir en la reducción del costo de la energía de manera fiable y eficiente.

EnVentusTM es el resultado de más de 40 años de desarrollo tecnológico y trae consigo los beneficios de invertir en D+I y la recopilación de grandes volúmenes de datos para desarrollar parques eólicos con altos niveles de performance que alcancen los objetivos de generación de energía de manera sustentable.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz Argentina, destacó que “YPF Luz tiene el objetivo de liderar la transición energética en Argentina, basada en la innovación y la excelencia operativa. Hoy estamos construyendo nuestro cuarto parque eólico con una capacidad instalada de 155 MW y estamos orgullosos de contar con la tecnología EnVentusTM de Vestas”.

Andrés Gismondi, Vicepresidente de ventas para Latam en Vestas explicó que “estamos presentando en el mercado argentino, la plataforma EnVentusTM. Esta arquitectura evolucionó los aerogeneradores de Vestas, y poder llevarlos al proyecto General Levalle con YPF Luz reafirma nuestro compromiso de trabajar juntos para transformar la matriz energética argentina”.

“Tal como lo hicimos hace varios años en el parque eólico Manantiales Behr de YPF Luz, donde presentamos la plataforma de 3MW, hoy nos volvemos a unir para introducir la nueva plataforma que será el futuro en mercados como el nuestro. Este tipo de tecnología, a través de su capacidad modular y la presencia de un convertidor de gran escala, le brindará a las turbinas de este parque eólico la capacidad de atender los diferentes requerimientos y desafíos de la red en el país” agregó Gismondi.

¿Cómo son las turbinas V162-6.2 MW que estarán en General Levalle?

Con un área de barrido de más de 20.000 m2, la turbina V162-6.2 MW tiene un rotor mucho más grande para lograr una producción mayor de energía y un rendimiento mejorado en condiciones de viento bajo a medio, al igual que en vientos de alta velocidad.

“Nuestra alianza con YPF Luz se basa en la confianza y en el compromiso de desarrollar proyectos eólicos que le permitan al país avanzar en su meta de descarbonización de la matriz energética. Nos llena de alegría y orgullo que la plataforma EnVentusTM se instale por primera vez en Argentina en el parque General Levalle, porque de esta manera unimos esfuerzos para incentivar la producción de energía renovable en el país y combatir el cambio climático”, resaltó Eduardo Ricotta, presidente de Vestas Latinoamérica.

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Wintershall Dea completa la compra del 37% de participación en el bloque de la costa de México

La adquisición de un 37 % de participación no operativa en el Bloque Hokchi, de producción de petróleo en la costa de México por parte de Wintershall Dea, se completó el 30 de marzo. Se han obtenido todas las autorizaciones del gobierno, y Wintershall Dea y el resto de los socios del Bloque Hokchi han firmado la correspondiente modificación del contrato de producción compartida. Con esta adquisición, Wintershall Dea sigue ampliando su presencia en México y su compromiso a largo plazo con el sector energético del país. Wintershall Dea es actualmente el segundo socio mayoritario del Bloque

El Bloque Hokchi representa un recurso de producción que responde a la
perfección a los requisitos estratégicos de Wintershall Dea, también en
términos de eficiencia y emisiones. Actualmente produce cerca de
27,000 barriles equivalentes de petróleo al día (producción bruta),
convirtiéndolo en uno de los recursos con la tasa de producción más alta
entre los campos actualmente operados por empresas privadas en
México.
Martin Jungbluth, Managing Director de Wintershall Dea en México,
sostuvo: “La participación en el campo de producción Hokchi es un
complemento excelente a nuestra sólida y equilibrada cartera en
México, que incluye recursos de exploración prospectivos, proyectos de
desarrollo clave, como Zama y Polok, y nuestro yacimiento operado
Ogarrio. Esperamos empezar este trabajo en conjunto para seguir
desarrollando el yacimiento con el operador Hokchi Energy”.

Tras el cierre de la transacción, Wintershall Dea cuenta actualmente con
una participación del 37 % en el Bloque Hokchi, frente al operador Hokchi
Energy, que posee el 59,4 %, y AINDA, que posee el 3,6 %.

SOBRE EL BLOQUE HOCKHI

El Bloque Hokchi fue adjudicado en la ronda de licencias 1.2 y es operado
por Hokchi Energy, subsidiaria de Pan American Energy. El campo se ubica en la Cuenca del Sureste, donde Wintershall Dea ya cuenta con una sólida cartera de licencias
prometedoras. Se ubica cerca de nuestros descubrimientos de Zama, Polok y Chinwol, así como de nuestro Bloque 30, de operación propia. Elbloque en aguas someras Hokchi se desarrolló en forma de interconexión submarina de los pozos de producción con dos
plataformas de la costa, Hokchi Central y Hokchi Satélite, y entró en funcionamiento en mayo de 2020 tras una campaña de prospección. Los hidrocarburos producidos se canalizan a lo largo de 24 kilómetros desde las dos plataformas de la costa hasta un centro de procesamiento en tierra, donde se separan el petróleo y el gas, que se tratan para su posterior venta a Pemex, la empresa estatal mexicana.

Wintershall Dea llegó a México en 2017. En México, la empresa comenzó
a explorar y producir hidrocarburos en el año 2018. Desde entonces, la
compañía ha logrado establecerse como una de las principales empresas internacionales de upstream en México, con participaciones en licencias en todas las fases de la cadena de valor de exploración y producción.

Con una participación del 50 %, Wintershall Dea es el operador del
campo petrolero onshore Ogarrio desde 2018. Las demás
participaciones corresponden a uno de nuestros socios, la empresa
estatal mexicana Pemex. Wintershall Dea es el segundo accionista en
tamaño del descubrimiento de importancia mundial de Zama, tras
Pemex. Además, Wintershall Dea tiene participaciones materiales en
diez bloques de exploración offshore en el Golfo de México y es el
operador en tres de ellos.

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IAE: Programa de Política Energética para el período 2023-2027

El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) elaboró y difundió un documento en el cual esboza una propuesta de política energética a desarrollar en el período 2023-2027, es decir pensando en el periodo de gobierno nacional que habrá de iniciarse en diciembre próximo.

Sus integrantes se identifican políticamente con el radicalismo y de hecho varios de sus principales directivos han ejercido cargos en el área durante los gobiernos de Raúl Alfonsin y de Fernando de la Rúa. Pero también, durante el gobierno de Mauricio Macri en tanto la UCR integró la coalición Cambiemos, ahora devenida en Juntos por el Cambio.

Desde el año pasado dicha coalición se prepara para retornar al gobierno nacional, y lo hace a través de Fundaciones que responden a los respectivos partidos que la integran.
En este sentido, el IAE realiza sus aportes a través de la Fundación Alem, aunque su documento todavía no cuenta con el respaldo oficial del partido UCR, lo que debería ocurrir en el marco de una Convención Nacional.

No obstante, la Fundación Alem “es la única reconocida por el partido”, remarcan sus directivos, muy allegados al IAE (que preside el ex secretario de Energía Jorge Lapeña).
Energía & Negocios accedió al documento y decidió su publicación en la Sección Opinión, entendiendo que se lectura permite orientar al lector acerca del criterio que seguiría el IAE -con mas de 40 años de trayectoria- si a sus miembros más relevantes le tocara definir y aplicar medidas en las diversas áreas y rubros de la Energía.

En un reciente encuentro de las Fundaciones del Pro, de la Coalición Cívica, del autodenominado peronismo republicano y del radicalismo ya se tomaron en cuenta varias de las propuestas que integran este documento:

IAE.

EL MARCO CONCEPTUAL DE NUESTRA POLITICA ENERGETICA

1.1. La política energética argentina para el periodo 2023-2027 se expresará en un Plan Energético elaborado por el Estado nacional por medio de las instituciones que le son propias y aprobado por una ley del Congreso de la Nación.
1.2. El Plan Energético explicitará los objetivos de largo plazo y las metas correspondientes de corto y mediano plazo, así como también las fuentes de financiamiento públicas y/o privadas de las obras.
1.3. El Plan Energético tendrá como objetivo satisfacer la demanda interna de energía a precios competitivos para nuestra industria y accesibles para nuestra población, respetando los compromisos de descarbonización asumidos y procurando alcanzar el autoabastecimiento, promoviendo al mismo tiempo la generación de saldos exportables.
1.4. El Estado nacional y los estados provinciales harán previsiones presupuestarias justas y razonables para subsidiar total o parciamente el acceso a la energía de la población que lo requiera para la integración social de la misma.
1.5. La Planificación Energética tendrá también como objetivo cumplir en tiempo y forma los compromisos asumidos por nuestro país con la comunidad internacional en el marco de la Transición Energética y el Acuerdo de Paris, procurando una matriz energética sustentable.

EL PLANEAMIENTO ENERGÉTICO: HERRAMIENTA PARA EL DESARROLLO Y PARA LA FORMULACIÓN DE POLITICAS REGIONALES
2.1. El Poder Ejecutivo encomendará a la Secretaría de Energía de la Nación la elaboración de un Plan Energético nacional de largo plazo. Dicho plan deberá articularse con el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación Contra el Cambio Climático y las NDC que nuestro país acuerde frente a la comunidad internacional.
2.2. El Plan Energético deberá tener como principios rectores la seguridad e independencia energética, la eficiencia energética, la equidad territorial, la diversificación de la matriz energética y la descarbonización.
2.3. Para su realización la Secretaría de Energía deberá utilizar los recursos humanos existentes en el Estado nacional que serán ampliados con los aportes no vinculantes de instituciones de prestigio incluyendo entidades académicas y organismos científico-técnicos en al área energética, el medio ambiente y el cambio climático.
2.4. Las Provincias y la CABA integrarán los equipos de trabajo a través del Consejo Federal de la Energía Eléctrica y otras instituciones existentes, o a crearse, para la correcta aplicación de la Constitución Nacional en los artículos pertinentes.
2.5. El Plan Energético una vez aprobado por el Poder Ejecutivo será enviado al Congreso Nacional para su aprobación por Ley y entrará en vigencia una vez que se promulgue la ley respectiva. El Plan será de largo plazo y revisable cada 5 años.
2.6. Argentina propondrá y acordará con los países socios del MERCOSUR una posición unificada del subcontinente para presentar en forma colectiva, en todos los ámbitos correspondientes, los compromisos de la región en la transición energética.

IMPLEMENTACION DE UN PROCESO ORDENADO Y CONSENSUADO PARA LA PRODUCCIÓN Y VALORIZACIÓN DE NUESTROS HIDROCARBUROS
3.1. Se formulará un programa de producción de petróleo y gas en Vaca Muerta 2023-2028.
3.2. El programa se acordará entre las provincias productoras titulares del recurso, la Nación y las empresas productoras titulares de las áreas concesionadas en las jurisdicciones provinciales.
3.3. Los precios en boca de pozo serán los que se correspondan con un net back de precios FOB exportación de cada producto.
3.4. El mismo principio de fijación de precios se aplicará a la producción de gas natural, aplicable al momento que Argentina se transforme en exportador neto de gas, mientras ello no ocurra se mantendrá el sistema de licitaciones/subasta vigente.
3.5. Se formulará un programa de certificación de reservas auditadas 2023-2028.
3.6. Se formulará un programa consensuado de exploración en todas las cuencas convencionales de jurisdicción nacional, ubicadas en la plataforma continental, y de jurisdicción provincial.
3.7. Se eliminan los precios internos sostén para el petróleo crudo tipo barril criollo o similar.
3.8. Elaboración de un plan de transporte de hidrocarburos con las licenciatarias de transporte. El mismo incluye la siguiente lista no taxativa:
§ Plan de obras de expansión y/o ampliación de gasoductos 2023-2028.
§ Plan de obras de concesionarias de transporte de hidrocarburos líquidos.
3.9. Determinación de las exportaciones de gas natural 2023-2028 que incluye:
§ Exportaciones a Brasil via Uruguayana.
§ Substitución de importaciones de gas boliviano en el período 2023-2026
§ Exportaciones a Chile.
§ Exportaciones de GNL.
3.10. Regularización inmediata del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) que incluye:
§ Cese inmediato de la intervención y normalización institucional según lo previsto en el marco regulatorio del gas natural (Ley 24.076).
§ Exigir a los interventores, designados por el poder ejecutivo, un informe detallado de las anomalías detectadas y solucionadas durante el periodo de intervención (2019-2023) y envío del mismo para su consideración al Congreso Nacional.
3.11. Criterios de fijación de los precios mayoristas del petróleo y del gas natural 2023-2027:
§ Los precios del petróleo en boca de pozo se regirán por el siguiente criterio: en boca de pozo regirán los precios correspondientes al valor de FOB exportación del crudo menos los costos económicos de transporte incurridos entre la boca del pozo del yacimiento productor hasta el punto de exportación correspondiente.
§ Los precios de venta de productores a refinerías nacionales se regirán por el siguiente criterio: precio en boca de pozo de la cuenca respectiva más el costo de transporte auditado desde boca de pozo hasta la refinería respectiva.
§ El precio de gas en boca de pozo surgirá de los siguientes criterios:
Licitación o subasta competitiva, respetando los contratos suscriptos en el marco del actual Plan Gas o bien valor FOB exportación menos los costos de transporte reales pagados a las transportistas de gas natural hasta el punto de exportación.
En el caso del GNL se adicionarán los costos reales de la planta de licuefacción.
§ Precios de otros productos energéticos exportables. Los precios de comercialización en el mercado interno se alinearán con los precios FOB de los productos que se exporten.
3.12. Se promoverá la derogación de la ley de zonas frías para el gas natural por estar basada en subsidios energéticos irracionales desde el punto de vista técnico, por ser socialmente innecesarios y por conspirar contra la eficiencia energética.
3.13. Se promoverá el incremento del uso de biocombustibles certificados (es decir, que no hayan sido producidos a partir de desmonte de bosque natural) por ejemplo biodiesel, SAF, bioetanol, biometano, HVO, para todos los usos en los que puedan reemplazar a los combustibles fósiles así como diversificar y descarbonizar la matriz energética del país. Se redactará una nueva ley de biocombustibles en concordancia con el plan energético nacional.

EL REORDENAMIENTO DEL SECTOR ELECTRICO: UNA PRIORIDAD POLITICA DE PRIMER ORDEN
4.1. Regularización inmediata del Ente Nacional de la Regulación de la Electricidad (ENRE).
4.2. Cese inmediato de la intervención y normalización institucional según lo previsto en el marco regulatorio de la energía eléctrica (Ley 24.065).
4.3. Exigir a los interventores designados por el poder ejecutivo un informe detallando las anomalías detectadas y solucionadas durante el periodo de intervención (2019-2023) y envío del mismo para su consideración al congreso nacional.
4.4. Regularización institucional inmediata de CAMMESA. Cammesa debe dejar de ser el mayor canalizador de subsidios del estado nacional a los actores del mercado eléctrico y debe concentrarse en su función específica:
§ Realizar el despacho nacional de cargas.
§ Administrar las transacciones entre los actores del mercado eléctrico mayorista (generadores; transportistas, grandes usuarios; y distribuidoras de electricidad con demanda cautiva).
§ Cammesa no comprará ni venderá energía.
§ Cammesa no firmará contratos de compra de centrales ni fijará precios a las mismas.
§ Cammesa no emitirá garantías en nombre del estado nacional de ningún tipo.
§ Cammesa no intervendrá en la compra ni en la venta de combustibles de ningún tipo y se abstendrá de intermediar entre productores de combustibles y generadores del MEM.
§ Cammesa deberá modificar los procedimientos para la operación, despacho y cálculo de precios (res. 61/91 y sus modificatorias) adecuando los mismos a los criterios anteriormente mencionados.
4.5. Vencimiento de las concesiones de explotación de centrales hidroeléctricas otorgadas en 1993. A tal efecto se propone:
§ Prorrogar por un año la vigencia de los contratos de acuerdo a lo previsto en los contratos de concesión.
§ A partir de 2024 al término del plazo contractual prorrogado las centrales pertenecientes a la ex empresa Hidronor SA revertirán al estado nacional tal lo previsto en los contratos firmados en 1993.
§ Se fijarán con criterios técnicos un nuevo sistema de tarifario para la retribución de la energía generada por las centrales hidroeléctricas de jurisdicción nacional, el nuevo sistema tarifario retribuirá la totalidad de los costos operativos y los costos de operación y mantenimiento de las centrales. Asimismo, deberá proveer los fondos para financiar la extensión de la vida útil de las instalaciones.
§ Luego el Estado Nacional podrá firmar contratos del tipo COM (operación y mantenimiento) con el sector privado para cada una de la centrales.
4.6. Creación de una comisión técnica para el análisis y propuesta de modificación del marco regulatorio eléctrico de la Ley 24.065.
Se creará una comisión asesora, presidida por la Secretaria de Energía de la Nación e integrada por expertos eléctricos reconocidos, entidades académicas, ONG reconocidas del sector eléctrico y representantes de las cámaras empresarias representantes de los actores del mercado eléctrico mayorista con el objeto de evaluar las modificaciones a introducir en el texto del marco regulatorio eléctrico vigente (leyes 24.065 y 15.336).
Dicha comisión evaluará criterios de tarificación eléctrica alternativos a los vigentes que promuevan mayor equidad en la fijación de las tarifas, entre ellos la tarifa uniforme para todo el territorio nacional determinando un sistema racional y autosuficiente para la absorción y reparto de la totalidad de los costos incurridos.
La comisión debe expedirse en un plazo de 180 días con la propuesta de un texto modificatorio. El texto una vez consensuado será enviado por el poder ejecutivo al congreso nacional para su tratamiento.
4.7. Realización de un estudio exhaustivo del estado actual del parque nacional de generación eléctrica y determinación de las necesidades de ampliación y reemplazo de centrales obsoletas en el periodo 2023-2028.
Se ha diagnosticado la existencia de una muy baja disponibilidad del parque de generación en los días de alta demanda eléctrica. Ha ocurrido este fenómeno en los días recientes de alta demanda en que se constató que un tercio del parque de generación permaneció fuera de servicio por causas diversas que obligaron a realizar importaciones de urgencia para evitar cortes masivos a la población.
Es fundamental realizar en forma prioritaria este estudio que permita conocer la realidad técnica y el estado real de este parque indisponible. Como resultado obtendremos una magnitud de la inversión pública o privada que será necesario realizar para asegurar a los 47 millones de habitantes de Argentina, energía eléctrica segura y de precio competitivo.

UNIFICACION DE LOS ENTES REGULADORES ENERGETICOS NACIONALES (ENRE Y ENARGAS)
Una vez que se hayan regularizado los Entes Reguladores Energéticos Nacionales (ENRE y ENARGAS), y que se hayan elevado los informes de los interventores sobre las anomalías detectadas y resueltas por las intervenciones, se proyectará la unificación de ambos entes en un ente único para la regulación de gas natural y la electricidad en la jurisdicción nacional.

REVISION DE PROYECTOS Y EMPRENDIMIENTO CRITICOS QUE NO HAN PROBADO HASTA EL PRESENTE SU FACTIBILIDAD INTEGRAL
6.1. Se revisarán los siguientes proyectos y obras en lo relativo a la conveniencia de continuar o promover su modificación para hacerlos viables; o eventualmente, su cancelación definitiva en caso de confirmarse su inviabilidad:
§ Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT).
§ Central Nuclear Atucha III.
§ Centrales Hidroeléctricas del Río Santa Cruz.
§ Central Térmica Belgrano II.
§ Sistema de Transporte de Alta Tensión para el transporte de la Energía Generada en los aprovechamientos Cóndor Cliff y La Barrancosa sobre el curso del rio Santa Cruz.
§ Redefinición de las cantidades de importación y de los precios de importación de gas natural de Bolivia para el periodo 2023-2026.
§ Definición de la 2da. etapa del proyecto gasoducto Néstor Kirchner (aún no iniciado).

REALIZAR UN BLANQUEO Y SANEAMIENTO DE LA ECONOMIA ENERGETICA NACIONAL INCLUYENDO UNA URGENTE REVISION TARIFARIA INTEGRAL
7.1. El registro en el monto de subsidios del 2022 alcanzó los USD 12.500 millones. Este número exorbitante esconde importantes deudas al interior de la cadena de pagos de la energía que ponen en serio riesgo su funcionamiento:
§ Más de $ 600.000 millones es el endeudamiento de las distribuidoras eléctricas con CAMMESA por energía vendida. Casi $ 50.000 millones por compensaciones correspondientes al Plan Gas 4 (desde enero 2021 a septiembre 2022 solo se pagan el 54% de las compensaciones).
§ Deudas de las distribuidoras de gas con productores por más de $80.000 millones.
§ Existen deudas de CAMMESA con generadores que, como contracara, muestran por que el 30% del parque de generación se encuentra fuera de servicio dejando en evidencia el enorme problema financiero del sector que se suma a la ya pesada mochila de subsidios que presentan las cuentas públicas.
7.2. En ese marco conceptual se requiere llevar a cabo una Recomposición tarifaria y una focalización de subsidios. En este sentido, la política de subsidios tendrá un norte: la focalización de los mismos solo en la población vulnerable, quienes deberán acreditar su condición ya sea a través de las bases de datos con las que cuenta el Estado Nacional o a través de un sistema de presentación espontánea con asignación de beneficios condicionados a la comprobación previa de medios de vida. El resto de la demanda deberá recorrer un sendero de recomposición que finalice con precios reconociendo la totalidad del costo de la energía consumida.
7.3. Realización de una Revisión Tarifaria Extraordinaria en electricidad y gas natural en los primeros 180 días. IAE GRAL. MOSCONI 20 de marzo de 2023

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Tenaris montó el primer aerogenerador en el Parque Eólico de González Chaves

Tenaris anunció que se completó el montaje del primero de los 24 aerogeneradores que constituirán el Parque Eólico de la Buena Ventura, que la compañía se encuentra construyendo en el partido bonaerense de Gonzales Chaves. Cuando concluya la instalación del parque abastecerá el 50% de la energía eléctrica requerida por Centro Industrial de Tenaris en Campana, lo que equivale a una reducción de las emisiones de CO2 de 152.000 toneladas por año. 

“El montaje del primer aerogenerador es un hito no solo para este proyecto, sino que es el primero de Tenaris y del Grupo Techint a nivel global. Es un gran paso en nuestro compromiso con la transición energética y el plan de descarbonización de Tenaris hacia 2030”, expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris Cono Sur

La inversión total de Tenaris en este proyecto es de alrededor de 200 millones de dólares, y se proyecta que el Parque Eólico esté en pleno funcionamiento durante el segundo semestre del 2023. 

El montaje del primer aerogenerador demandó la intervención de una grúa de 150 metros de pluma y 12 metros de ancho. A partir de ahora, el resto de los aerogeneradores se irán construyendo a razón de uno por semana. El plan de desarrollo contempla una capacidad instalada total de 100,8 MW (24 turbinas de 4,2 MW cada una), con un factor de utilización de 58% y una producción eléctrica anual total de 509 GWh. 

Los aerogeneradores no solo tendrán la misión de proveer energía eólica; también transmitirán en tiempo real distintos datos al centro de control, como la velocidad y dirección del viento, y cuánta electricidad se encuentra generando cada aero. En paralelo a sus montajes, Tenaris continúa trabajando en la red de media tensión que llevará la energía de los aeros a la subestación eléctrica, que a su vez vinculará el parque eólico con el sistema interconectado nacional a través de la línea de 132 kV. 

Actualmente, hay cerca de 280 personas trabajando en la obra de Gonzales Chaves. El arribo de los restantes equipos aerogeneradores se irá concretando de manera escalonada a medida que avance la construcción. 

El Parque Eólico de la Buena Ventura es un componente central de la estrategia de descarbonización de Tenaris. En febrero de 2021, la compañía anunció su plan de reducir las emisiones de CO2 por tonelada de acero en un 30 % (comparado con su nivel en 2018) hacia 2030, a través del incremento del uso de chatarra -el acero es un material 100% reciclable- y el logro de una mayor eficiencia energética e inversiones en energías renovables.  —

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Naturgy y Santander Consumer lanzan el programa “Reconectando Hogares”

Con el objetivo de brindar una mejor calidad de vida a las personas, Naturgy y Santander Consumer lanzan e impulsan el programa “Reconectando Hogares”, que está dirigido a aquellos hogares, del área de distribución de Naturgy BAN, que en este momento no cuentan con el servicio por desperfectos y fallas técnicas, y que requieren la intervención de un gasista matriculado para su reconexión.

Se trata de un programa al que, tanto clientes como matriculados, podrán adherirse de manera voluntaria para obtener y gestionar a través de la plataforma de Santander Consumer una línea de crédito, con una tasa nominal anual del 75%, que se puede pagar en hasta 48 cuotas mensuales que se incluirán en la factura de gas junto con el consumo. Para poder acceder al crédito, el cliente deberá ser mayor de 18 años y ser el titular de la factura de gas de Naturgy BAN.

“Esta herramienta que hemos diseñado junto a Santander Consumer, posibilita que los hogares tengan una instalación de gas segura realizada por un gasista matriculado pudiendo la familia que obtiene el crédito y realiza la adecuación de su instalación volver a disfrutar de todas las ventajas que significan disponer del gas natural por redes en el hogar” afirmó Bettina Llapur Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina

La obtención del crédito es muy sencillo y 100% digital, sin armado de carpeta crediticia, ni firma física. Los pasos a seguir son:

1. el cliente deberá contactar a un gasista matriculado que se encuentre identificado en el listado de gasistas habilitados publicado en la web de Naturgy y adherido a esta campaña.

2. El gasista deberá acercase al domicilio del usuario para presupuestar la obra.

3. Si el cliente está de acuerdo, ambos se comunicarán con un call center (teléfono) para iniciar el proceso que es online y demora minutos.

4. Otorgada la financiación, el gasista puede iniciar la obra y realizar las adecuaciones técnicas necesarias en la instalación para poder solicitar la reconexión del servicio.

5. La obra le será abonada al gasista una vez que la distribuidora haya certificado los trabajos realizados y se le dé nuevamente el alta al cliente.

6. El crédito se comenzará a abonar recién con la primera factura del servicio.

“Es un proyecto en el cual venimos trabajando hace muchos meses y creemos que es una excelente oportunidad para que las personas tengan la posibilidad de conectarse nuevamente o readecuar sus conexiones al gas natural, desde una opción accesible, rápida y segura. Hoy en día muchas personas no pueden pagar de contado la instalación y esta posibilidad permite que más hogares puedan volver a contar con el servicio a través de una financiación y un servicio exclusivo.”, cuenta Roberto Lucke, Responsable de Consumo y Alianzas Comerciales de Santander Consumer.

Naturgy es pionero entre las empresas de servicios públicos, desde hace más de 30 años, en diseñar, desarrollar y brindar bienes y servicios a los clientes y usuarios, para brindarles herramientas nuevas que promueven confort y calidad en los hogares como los es el programa “Reconectando Hogares”. Esta iniciativa se suma a las otras tantas que ya llevó y lleva adelante siempre pensando en facilitar, superar, agilizar o dinamizar la vida de las personas y minimizar la pérdida de tiempo en trámites, mediante el uso de nuevas tecnologías y aplicaciones.

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

Santander Consumer es parte del grupo Santander y brinda servicios de financiación al consumo de manera responsable y sostenible a través de productos especializados que buscan contribuir con el desarrollo de las personas y las empresas, ofreciendo una amplia gama de soluciones de financiación en concesionarios, servicios, cadenas de distribución, comercios y desde una plataforma online llamada Todo en cuotas.

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PAE convoca a estudiantes para su programa Becas

La iniciativa cumple 20 años y cuenta con más de 350 estudiantes becados. El programa está destinado a estudiantes de carreras vinculadas a la energía de las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén.

Pan American Energy (PAE) lanzó la convocatoria para su programa de Becas Universitarias destinado a estudiantes de hasta 25 años, que cuenten con buen nivel académico, en carreras vinculadas a la industria energética de las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén.

Las becas PAE,que este año cumplen 20 años de vigencia ininterrumpida, hacen foco en la formación integral del estudiante, superando así la visión tradicional de apoyo económico que se tiene de una beca. A través de la Comunidad de Becarios PAE, la compañía ofrece un espacio de fortalecimiento de habilidades blandas, accesos a congresos y experiencias de intercambio con universidades de Estados Unidos.

PAE lleva adelante esta iniciativa en un trabajo articulado con la Fundación Cimientos, el Ministerio de Educación de Chubut, el Concejo Provincial de Educación de Santa Cruz, la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), la Universidad Nacional de la Patagonia Austral (UNPA) y la Universidad Nacional del Comahue (UNCOMA).

Para conocer las carreras alcanzadas y aplicar a la beca, los postulantes podrán ingresar hasta el próximo 5 de abril en www.becaspae.com

Con esta propuesta Pan American Energy busca acompañar de forma integral a los futuros profesionales para que puedan ingresar, continuar y finalizar sus estudios universitarios.

En estos 20 años el programa Becas PAE acompañó a más de 350 jóvenes que conforman una red que promueve la interacción, promoción y la colaboración, con el objetivo de ayudarlos a cumplir con sus metas de estudio y animarlos a que sean promotores activos del crecimiento de sus comunidades”, explicó Agustina Zenarruza, Gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy.

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China compró GNL en Yuanes

China acaba de completar su primera transacción de gas natural licuado (GNL) realizada en yuanes, según informó el martes la Shanghai Petroleum and Natural Gas Exchange (Bolsa de Petróleo y Gas Natural de Shanghai).

El gigante estatal chino del petróleo y el gas CNOOC y TotalEnergies completaron la primera operación de GNL en el mercado con pago en yuanes, dijo la bolsa en un comunicado recogido por Reuters.

El comercio implicó alrededor de 65.000 toneladas de GNL importado de los Emiratos Árabes Unidos (EAU), agregó la Shanghai Petroleum and Natural Gas Exchange.
El gigante francés, uno de los principales comerciantes de GNL del mundo, confirmó a Reuters que la operación se refería a GNL importado de los EAU, pero declinó hacer más comentarios sobre el acuerdo.

China lleva años intentando establecer más acuerdos comerciales en yuanes para aumentar la relevancia de su moneda en los mercados mundiales y desafiar el dominio del dólar estadounidense en el comercio internacional, incluido el energético.
Durante una visita histórica a Riad en diciembre, el presidente chino, Xi Jinping, afirmó que China y los países árabes del Golfo Pérsico deberían utilizar la Shanghai Petroleum and National Gas Exchange como plataforma para llevar a cabo la liquidación en yuanes de los intercambios de petróleo y gas.

“China continuará importando grandes cantidades de petróleo crudo de los países del CCG, ampliará las importaciones de gas natural licuado, reforzará la cooperación en el desarrollo de petróleo y gas, servicios de ingeniería, almacenamiento, transporte y refinado, y hará pleno uso de la Shanghai Petroleum and National Gas Exchange como plataforma para llevar a cabo la liquidación en yuanes del comercio de petróleo y gas”, dijo Xi en diciembre, según recoge Reuters.

Aunque la moneda china se ha hecho un hueco en el comercio mundial, el yuan sólo representa el 2,7% del mercado, frente al 41% del dólar estadounidense.
En el último año, Rusia ha recurrido al comercio en yuanes a raíz de las sanciones occidentales a sus exportaciones, importaciones y comercio energético, ya que la divisa china se ha convertido en la única alternativa de Putin para reducir su exposición al dólar estadounidense y al euro.
Fuente: OilPrice

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Creció la producción de gas en EE.UU

La producción de gas natural de EE.UU creció un 4% (4.900 millones de pies cúbicos diarios [Bcf/d]) en 2022, con una media de 119 Bcf/d. Tres regiones -Appalachia, Permian y Haynesville- representaron el 60% de toda la producción estadounidense en 2022, proporción similar a la de 2021, de acuerdo con las cifras de la EIA (Energy Information Administration)
En 2022, la región de los Apalaches en el noreste produjo más gas natural que cualquier otra región de EE.UU., representando el 29% de las extracciones brutas de gas natural de EE.UU. (o 34,6 Bcf/d).

Aunque los Apalaches siguen siendo la región productora de gas natural más prolífica de EE.UU., el crecimiento de su producción se ha ralentizado porque no se dispone de suficiente capacidad de transporte por gasoducto para transportar más gas natural. En 2022 no se produjo ninguna ampliación importante de la capacidad de los gasoductos del noreste. En 2021, las extracciones brutas de gas natural en la región de los Apalaches habían crecido en 1,4 Bcf/d. En 2022, el crecimiento fue de solo 0,1 Bcf/d, menos que en 2020, cuando la pandemia COVID-19 y los esfuerzos de mitigación posteriores limitaron el crecimiento de la producción.

La región del Pérmico, en el oeste de Texas y Nuevo México, es la segunda mayor región productora de gas natural de Estados Unidos, y representa el 18% de la producción estadounidense. En 2022, las extracciones brutas de gas natural aumentaron en 2,6 Bcf/d en el Pérmico, con una media de 21,0 Bcf/d.

Las extracciones brutas de gas natural en la región de Haynesville, en Luisiana y Texas, aumentaron en 2,0 Bcf/d en 2022 hasta alcanzar los 15,3 Bcf/d, o el 13% de las extracciones brutas de gas natural de Estados Unidos. La región de Haynesville es un lugar estratégico para que los operadores perforen en busca de gas natural debido a su proximidad a la Costa del Golfo, donde la demanda de terminales de exportación de gas natural licuado e instalaciones industriales ha ido en aumento. Las extracciones brutas de gas natural en la región de Eagle Ford, en Texas, aumentaron 0,9 Bcf/d (18%) en 2022, el primer año en que aumentaron desde 2019.

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El compromiso de Wintershall con el medioambiente

En el marco del proyecto Greensand para mitigar los efectos del cambio climático Wintershall Dea anunció nuevos almacenamientos de CO2
“Marzo fue un mes histórico en los esfuerzos de Europa por proteger el clima. Por primera vez, toda la cadena de valor de captura y almacenamiento de carbono (CCS) se implementó a través de las fronteras para mitigar el cambio climático. Como parte del proyecto “Greensand”, nosotros y nuestros socios transportamos dióxido de carbono desde una planta industrial en Bélgica a Dinamarca, donde se almacenó de manera segura en el agotado campo petrolero Nini West en el Mar del Norte danés” comentó Mario Mehren,CEO de la empresa

Durante la fase de demostración, se inyectarán hasta 15.000 toneladas de CO2 en el embalse a principios de abril. A partir de 2025/26, se podrían inyectar 1,5 millones de toneladas de dióxido de carbono cada año. En la fase final de expansión, que comenzará en 2030, se prevé que esta cifra aumente hasta 8 millones de toneladas de CO2 por año, o más del 13 por ciento de las emisiones anuales totales de Dinamarca. Nuestra participación en el proyecto Greensand demuestra claramente que queremos ser parte de la solución, ampliando nuestras actividades en el campo de la gestión del carbono y el hidrógeno.

Nuestro objetivo es garantizar la seguridad del suministro y mitigar el cambio climático. En nuestra conferencia de prensa anual y en el informe anual actual, hemos esbozado cómo pretendemos convertirnos en una de las empresas de gestión de gas y carbono líderes en Europa.

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Cayeron las inversiones de las eólicas en la UE

Más de un 50% cayeron las inversiones en el sector eólico europeo según WindEurope, anteriormente Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) con sede en Bruselas.
Durante 2021 se invirtieron 41 mil millones de euros contra los 17 mil millones registrados en 2022, la cifra más baja desde 2009
Fueron varias las variables económicas que determinaron el descenso, entre ellas, el encarecimiento de la producción, las intervenciones en los mercados, las barreras burocráticas y la subida de los tipos de interés.
Esos 17.000 millones se traducen en una capacidad total de 12 GW, 10 de ellos en la UE, que se construirán en los próximos años, en su mayor parte en tierra salvo por Francia, que sí atrajo inversiones en “dos pequeños proyectos eólicos marinos flotantes con una capacidad total de 60 megavatios (MW)”.
En su informe anual Financing and Investment Trends elabordo por WindEurope surge que la UE instaló 16GW en Europa y que construirá nuevos parques por 20GW en los próximos cinco años. No obstante, la UE necesita construir 31 GW de nuevos aerogeneradores cada año para alcanzar los objetivos de 2030
Casi toda la capacidad financiada correspondió a parques eólicos terrestres. Francia fue el único país que financió dos pequeños proyectos eólicos marinos flotantes con una capacidad de 60 MW
La caída de las inversiones de 2022 obedecen al encarecimiento de los insumos y de las interrupciones en la cadena de suministro. A la vez, el aumento de los costos de las materias primas y del transporte marítimo internacional por la guerra en Ucrania y el aumento de la inflación favorecieron a un incremento del 40% el valor de los aerogeneradores.

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Energía activó regulación para la exportación a través de ductos transfronterizos

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso una regulación específica para las autorizaciones de exportación de hidrocarburos líquidos a través de ductos transfronterizos, “en atención a las contingencias logísticas y las variables técnicas y económicas que implican la continuidad de aprovisionamiento requerida para obtener contratos de venta competitivos”.

Lo hizo a través de la Resolución 175/2023 que rige para “toda operación de exportación de aceites crudos de petróleo y aceites crudos de mineral bituminoso (Nomenclatura Común del Mercosur N° 2709.00.10 y 2709.00.90, respectivamente) realizada por medio de oleoductos transfronterizos (por caso el Oleoducto Trasandino, en proceso de reactivación).

La R-175 dispone que las empresas interesadas en exportar cualquiera de los productos citados deberán registrar ante la Subsecretaría de Hidrocarburos la o las operaciones de exportación a realizar y obtener la constancia de registro de la operación de exportación a la que hace referencia el Decreto 645/2002.

A tal efecto, las empresas deberán informar lo siguiente: (i) la identificación del país de destino del producto; (ii) el oleoducto utilizado para la operación de exportación; (iii) las concesiones de explotación que aportarán volúmenes de petróleo crudo con destino a la exportación solicitada; (iv) el volumen máximo exportable estimado para el año calendario y el cronograma de exportaciones previsto para el mismo lapso; y (v) la información de precios contratados o proyectados de la operación de exportación.

La Subsecretaría de Hidrocarburos podrá solicitar, en los términos del Decreto 1028/2001, la información adicional que estime correspondiente para realizar el análisis técnico mencionado, la que deberá ser provista con una antelación no inferior a los noventa (90) días corridos previos a la fecha de inicio de la o las exportaciones previstas por la peticionante.

La referida Subsecretaría efectuará los análisis técnicos y económicos pertinentes, “a fin de asegurar que la o las exportaciones de los productos mencionados no impacten en forma negativa en el normal abastecimiento del mercado local”, de acuerdo con la normativa vigente.

La Subsecretaría podrá denegar la autorización de la o de las operaciones de exportación informadas o reducir el volumen máximo solicitado en caso de que así lo considere necesario, basado en razones fundadas que se hallen en consonancia con los principios consagrados en el Artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias.

En función de ello, podrá requerir la información correspondiente del estado actual del parque de refinación local y de su demanda futura en un período no mayor a UN (1) año.
Las solicitudes de autorización de exportación deberán, en cada caso, ser resueltas dentro del plazo de sesenta (60) corridos desde el momento en que la interesada haya cumplimentado los requisitos estipulados.

La Subscretaría podrá, en forma excepcional, otorgar autorizaciones provisorias de exportación por ductos por plazos de hasta noventa (90) días corridos, cuando las necesidades operativas de prueba y puesta en servicio de oleoductos transfronterizos así lo requiera.

En tales casos, los volúmenes autorizados de manera provisoria y efectivamente exportados por los interesados serán tomados a cuenta de los volúmenes de exportación anuales que finalmente autorice la Subsecretaría.

Los refinadores locales que tengan un déficit de cobertura en sus reales necesidades de abastecimiento de los productos exportables sujetos al procedimiento establecido por este régimen, podrán hacer constar su necesidad de suministro.

La Subsecretaría evaluará la petición y en caso de acreditarse la falta de producto, podrá instruir al exportador para que cumpla con la garantía de suministro por la vía de aprovisionamiento que le resulte más conveniente, para con la refinadora local por los volúmenes que se fijen al efecto, quedando siempre en firme la exportación anual aprobada.

En caso de aprobación de la solicitud, la Subsecretaría de Hidrocarburos notificará su resolución a la empresa solicitante y a la Dirección General de Aduanas (DGA) de la AFIP, a efectos de que ésta instrumente los permisos de embarque a través del Sistema Informático MALVINA (SIM).

La autorización deberá indicar el volumen de exportación autorizado en firme y un plazo de validez no inferior a UN (1) año calendario desde la fecha de su otorgamiento, señala la R-175.

Las empresas que obtengan la constancia de operación de exportación anual podrán requerir una autorización adicional de exportación excedente a las cantidades firmes autorizadas en el certificado emitido, “previa aprobación del informe técnico y siempre que se halle sujeta a su interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno”.

Las autorizaciones también contendrán el derecho de la empresa exportadora de ceder total o parcialmente el permiso a cualquier otra empresa que también sea exportadora conforme a la emisión de otra autorización similar. Deberá ser previamente informada a la Subsecretaría.

Las empresas exportadoras deberán mantener actualizada la información ante la Subsecretaría las modificaciones en la programación de las entregas informadas basados en razones de eficiencia u operativas; y el destino final de aquellos volúmenes que hubieran sido exportados hasta la terminal portuaria del país limítrofe sin haber previamente informado un cliente especifico a la fecha de otorgada la autorización de exportación.

La Autoridad de Aplicación publicará en su página web la información relativa a los volúmenes efectivamente exportados.

La R-175 determina que “cada 12 meses, la Secretaría evaluará el procedimiento de autorización de exportación de hidrocarburos líquidos ahora regulado, para lo cual se tendrán en cuenta las siguientes variables:
a. El nivel de inversiones alcanzado en explotación de petróleo crudo.
b. La evolución de las reservas de petróleo crudo en relación con la necesidad del parque refinador doméstico y las ventas externas ya aprobadas en condición firme.
c. La evolución de los precios del petróleo crudo y derivados en el mercado interno y en los mercados externos.
d. Las condiciones generales de los mercados energéticos a nivel internacional.

En cualquier caso, no quedará afectada la firmeza, continuidad y estabilidad jurídica de las autorizaciones de exportación otorgadas, y los volúmenes de exportación de hidrocarburos líquidos autorizados en firme no serán susceptibles de interrupción o redireccionamiento por parte de la Autoridad de Aplicación.

Las empresas solicitantes no deberán registrar incumplimientos (que hayan adquirido carácter firme o no hubieran sido subsanados, según corresponda), respecto a: las obligaciones de registro y envío de información conforme esta resolución; la normativa técnica en materia de seguridad y medio ambiente establecida por la S.E.; y el pago de las multas firmes que la Secretaría le hubiera impuesto en virtud de la reglamentación respectiva.

En los considerandos de la R-175/2023 se puntualiza que “dada la existencia de recursos hidrocarburíferos en la formación Vaca Muerta, y la factibilidad técnico-comercial de su explotación mediante técnicas de estimulación no convencionales, que fuera corroborada a través de inversiones en exploración, planes piloto y desarrollos masivos durante los últimos 10 años, es dable colegir que en principio, la disponibilidad de hidrocarburos líquidos se encuentra asegurada para el consumo doméstico, tal como lo establece la Ley 17.319 y sus modificatorias”.

También, que “en virtud del proceso de transición energética, actualmente en curso en el mundo y en la Argentina, resulta necesario optimizar la venta de los hidrocarburos a través de exportaciones con el objeto de lograr la obtención de divisas para financiar proyectos de infraestructura que resulten compatibles con la transición energética, como asimismo, incrementar la eficiencia de la industria hidrocarburífera en el país, lo que nos brindará ventajas competitivas durante el proceso encarado”.

En lo referido a la infraestructura de transporte por oleoductos, la Resolución describe que “sin perjuicio de los proyectos de expansión en curso, los sistemas troncales de transporte de hidrocarburos disponibles para evacuar la producción de la Cuenca Neuquina, como así también los sistemas de almacenaje aguas abajo, se encuentran en el límite de su capacidad operativa, restringiendo la posibilidad de incrementar la participación del petróleo crudo Medanito en mercados de exportación desde el Océano Atlántico”.

Y también destaca que “nuestro país tiene la oportunidad de generar un mercado de exportación a través de ductos transfronterizos ya construidos para la exportación de petróleo crudo a la República de Chile y eventualmente a otros mercados desde el Océano Pacifico, sin el requerimiento de inversiones adicionales de gran magnitud y con la posibilidad de encarar esta nueva oportunidad de internacionalización de nuestros productos en forma inmediata”.

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Shell presenta el primer lubricante de Argentina a base de gas natural que compensa la huella de carbono

Raízen, licenciataria de la marca Shell, lanza en Argentina Shell Helix Ultra ECT C2/C3 0W-30 Carbon Neutral, el primer lubricante del mercado elaborado a base de gas natural que contribuye con la reducción de la huella de carbono, compensando las emisiones de CO2 equivalentes generadas durante todas las etapas de su ciclo de procesamiento: desde la extracción de materias primas, producción, embalaje, transporte y uso, hasta el tratamiento al final de la vida útil.

Shell, que cuenta con una trayectoria histórica de innovación en lubricantes, trae al mercado argentino una solución lanzada en Europa, India, Indonesia y Egipto. Con este programa, la empresa que tiene entre sus objetivos contribuir con la reducción de la huella de carbono, compensará las emisiones generadas durante el ciclo de vida completo de más de 600.000 litros de lubricantes y aspira a compensar 2.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) al año.

Este proceso se realiza a través de la compra de créditos de carbono verificados y regulados según el mercado internacional, es decir que por cada litro de Helix Ultra 0W-30 Carbon Neutral se compensarán 3,5 kg de CO2e promedio. Si se considera el volumen anual de venta de este producto en el mercado local, el monto de emisiones a compensar asciende a 2.000 toneladas, lo que equivale a una absorción aproximada de 12.000 árboles maduros.

El uso de Shell Helix Ultra ECT C2/C3 0W-30 se recomienda en todos los vehículos que se encuentren equipados con filtro de partículas diesel (DPF), como por ejemplo las camionetas Volkswagen Amarok y una amplia gama de motores de AUDI. Asimismo, puede ser utilizado en aquellos que utilicen SAE 5W-30 o 10W-30, ya que proporciona una mayor protección del motor y ahorro de combustible.

“Shell es el mayor proveedor de lubricantes del mundo y eso supone una gran responsabilidad. De acuerdo al estudio elaborado por Kline & Company 2022 nuestra marca lleva más de 16 años consecutivos liderando el rubro a nivel global, ya que fue la primera compañía en comercializar lubricantes sustentables fabricados a partir de gas natural, con el objetivo y compromiso de satisfacer las necesidades de nuestros clientes para quienes la sustentabilidad es un valor que adquiere cada vez más relevancia en la toma de decisiones.”, comentó Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina.

“Todas las áreas de la compañía trabajan enfocadas en eliminar o reducir las emisiones incorporando el uso de energías alternativas y aumentando la eficiencia energética de todas nuestras operaciones. Con Helix Ultra OW-30 Carbon Neutral les estamos brindando a nuestros clientes la oportunidad de actuar y contribuir con esta causa, ofreciéndoles una alternativa de consumo sustentable con el primer producto con estas características del mercado argentino”, continuó Wood.

El producto ya se encuentra disponible en todas las estaciones Shell de CABA y GBA y próximamente en el resto del país y puntos de venta.

ACERCA DE RAIZEN

Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 850 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 108 años de historia en el país.
Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bionergía y licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.

Acerca de SHELL Helix Ultra
Shell Helix Ultra con tecnología PurePlus es el primer lubricante sintético para motor diseñado a partir de gas natural, que otorga al motor rendimiento duradero.
La tecnología PurePlus de Shell produce un aceite base que mejora las características de viscosidad, fricción y volatilidad con respecto a los aceites base tradicionales de uso predominante. En consecuencia, contribuye a alargar la vida útil del motor, reducir los costos de mantenimiento, disminuir el consumo de aceite y de combustible y posibilitar una mayor limpieza del motor.

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Japón, importa pese a todo

Las compras de crudo ruso del tipo Sakhalin Blend realizadas el pasado enero, fueron las primeras desde que Japón adquiriera unos 700.000 barriles en mayo de 2022, a pesar de las sanciones impuestas a Rusia en represalia por la guerra en Ucrania.

Tokio logró reducir la dependencia de los recursos energéticos al reducir las importaciones de petróleo en un 90 % y las de carbón en un 60 %.
Pero Japón depende completamente de lo suministros energéticos y su mayor proveedor es Rusia, por tanto, este mes volvió a importar crudo de ese país y continuará con otros proyectos rusos.

Así las cosas, las empresas japonesas seguirán participando en los proyectos energéticos rusos en la isla de Sajalín debido a su importancia para la seguridad energética de Tokio, anunció el lunes pasado el primer ministro Fumio Kishida en una reunión de la cámara alta del parlamento.

Japón, que actualmente preside el Grupo de los Siete países industrializados, permanece en “estrecha cooperación con los países del G7 y la comunidad mundial” en el tema del suministro de energía, dijo el primer ministro.

Al mismo tiempo, el gobierno japonés espera que crezca la demanda de gas natural licuado (GNL). “Por lo tanto, en lo que respecta a los proyectos en Sakhalin, consideramos que son importantes para garantizar la seguridad energética en nuestro país”, argumentó Kishida, explicando que el país mantendrá su participación en el nuevo operador del proyecto de petróleo y gas Sakhalin-1.

Sakhalin Oil and Gas Development Co. (SODECO) de Japón posee una participación del 30% en el proyecto costa afuera del Lejano Oriente ruso.
El año pasado, el gobierno ruso permitió que SODECO mantuviera su participación bajo el nuevo operador nacional de Sakhalin-1 luego de la salida de ExxonMobil, el operador anterior y anteriormente también propietario de una participación del 30%.

Exxon Neftegaz se disolvió como operador del proyecto y todos sus activos y equipos se transfirieron a una nueva empresa administrada por la subsidiaria de Rosneft, Sakhalinmorneftegaz-Shelf.
Japón es el principal importador de GNL del mundo y un importante consumidor de gas natural y petróleo. Según S&P, Tokio pasó a depender en un 95 % de las importaciones de crudo de Oriente Medio después de que se separó del petróleo ruso al unísono con sus aliados occidentales.

Cabe recordar que a mediados de julio de 2022, el presidente ruso Vladimir Putin firmó un decreto para hacerse cargo del Sakhalin-2, en una medida que afecta especialmente a Japón.

El proyecto de petróleo y gas lo llevaba adelante la holando británica Shell que tenía una participación del 27,5% y las japonesas Mitsui y Mitsubishi otro 22,5%.

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Juntos por el Cambio define planes y proyecta el cierre de ENARSA

La oposición ya trabaja en las políticas públicas en materia energética que llevaría adelante en caso de ganar las elecciones 2023.

En una reunión llevada a cabo en el Consejo Argentino de Relaciones Internacionales (CARI), equipos técnicos y referentes de la Coalición preparan un diagnóstico de la situación y los eventuales planes y propuestas para sortear los principales escollos económicos, en particular en el sector energético, de cara a las PASO y a las elecciones generales de diciembre.

Según informó Santiago Spaltro de El Cronista, los referentes de la coalición Cambiemos el PRO y su interna entre Patricia Bullrich y Horacio Rodríguez Larreta; la Unión Cívica Radical -UCR-; la Coalición Cívica; y Encuentro Republicano Federal, de Miguel Ángel Pichetto, vienen trabajando con ideas sobre el sistema de tarifas, subsidios, transición energética, Vaca Muerta y las centrales nucleares, que expusieron este martes en una reunión en el Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI).

De acuerdo con el informe, lo más urgente será la “focalización” de los subsidios a las tarifas de la energía para los sectores más vulnerables, “que no pueden ser el 70% de la población”. En lugar de la segmentación vigente, Juntos por el Cambio apostaría a la Tarifa Social Federal y continuaría el Programa Hogar para las garrafas.

Para los referentes de la oposición el programa energético no puede estar desenganchado del programa económico general, ya que la energía es uno de los sectores claves y en 2022 los subsidios fueron del equivalente a 2,2% del Producto Interno Bruto (PIB).
No trascendió la opinión sobre el impacto positivo que eventualmente tendrá el gasoducto Nestor Kirchner en la balanza energética, pero se descuenta que permitirá una reducción en los subsidios y significaría una baja de gran magnitud una vez concluido el segundo tramo.
Según señalaron, “los precios de la energía que paguen los consumidores deberán reflejar los costos de la producción. A su vez, los servicios públicos tendrán que ser de calidad y a costos razonables”.

ENTES REGULADORES

Según señalaron, el gobierno nombrarían nuevos interventores para el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), con el objetivo de normalizar institucionalmente los organismos -como ya hicieran en 2015– y proponer a técnicos en los directorios y que sus nombres sean aprobados por la Comisión Bicameral Especial de Reconversión de la Industria Gasífera, tal es su nombre desde 1992.

En materia tarifaria estudian una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI) para electricidad y gas, que permitirá a las empresas de transporte y distribución contar con el flujo de fondos suficiente para cumplir con los marcos regulatorios y hacer frente al costo de la energía, costos operativos, carga impositiva, las deudas comerciales y financieras, con las inversiones obligatorias y con las ampliaciones y mantenimiento adecuado de las redes. La última vez que se llevó adelante una RTI fue en 2016 que entró en vigencia en 2017, pero el propio gobierno debió suspender su aplicación en 2019.

Otra propuesta que ronda es una simplificación de las estructuras tarifarias de la energía, ya que “los 270 precios distintos del gas en el país no incentivan un consumo eficiente”.
En Juntos por el Cambio quieren apostar a la competencia y al rol del sector privado para las grandes inversiones. El Plan Gas 4 y 5 les parece “razonable” y “se debe respetar”, ya que los precios del gas natural para el consumo interno son competitivos.
Pero también buscan que el petróleo crudo a nivel local tienda hacia la paridad de exportación (export parity, a precios internacionales), algo que no ocurre hoy en la Argentina, ya que las refinadoras compran a las productoras a valores que pueden trasladar a la nafta y el gasoil en las estaciones de servicio.

Cadena de pagos

La consolidación de la cadena de pagos es otra de las metas que se impone la Coalición, pues en la actualidad el Estado mantiene deudas con generadoras y transportistas de electricidad así como con petroleras, mientras que las distribuidoras de energía acumularon deuda por más de $ 600.000 millones (cerca del 0,5% del PIB) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), y las de gas mantienen obligaciones con las productoras.

Producción

Los técnicos opositores observan una situación de los hidrocarburos mejor que en 2015, gracias a la maduración de las inversiones en Vaca Muerta por lo que proponen impulsar las obras de infraestructura (y la exploración offshore costa afuera en el Mar Argentino.

Nuclear

En el sector nuclear, proponen es suspender y auditar la construcción de la central Atucha III, cuyo contrato técnico ya fue firmado con China en 2022 aunque todavía no se cerró el contrato financiero. El costo ascendería a unos US$ 8.000 millones de dólares y, dicen algunos técnicos, “no tiene precios competitivos, porque va a ser imposible recuperarlo con tarifas”ralentizarse, ya que la resolución de los contratos implicaba un default cruzado con China.

Cammesa también podría modificar algunas actividades que lleva adelante y dejará de “cumplir funciones no previstas” como la compra de combustibles y el pago de subsidios. Las generadoras eléctricas volverían a comprar gas directamente a los productores privados.

Lo más impactante que trascendió –aunque no hay consenso definitivo- es la posibilidad de cerrar en el mediano plazo la empresa Energía Argentina (ex Enarsa) debido a su alto déficit, luego de que termine de construir el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) de Vaca Muerta y el resto de las obras complementarias, como podría ser la reversión del Gasoducto Norte con Bolivia.

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La planta fotovoltaica de Puerto Peñasco a punto de comenzar a operar

En abril próximo entrará en operación la primera fase de la planta fotovoltaica de Puerto Peñasco emplazada en tierras de temperaturas extremas del norte de México. En esta primera fase sólo se encenderán 120 megawatts. La planta, la séptima más grande del mundo y la mayor de América Latina, cuenta con una inversión de 1.644 millones de dólares y será propiedad de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y del Estado de Sonora. La etapa uno contempla, además, la edificación de una línea de transmisión asociada de 25 kilómetros a través de la que se entregará la electricidad generada a los Estados de Sonora, Chihuahua y Sinaloa.

En el proyecto se han incluido también 648 kilómetros de líneas de transmisión, cuatro subestaciones eléctricas y 192 megawatts de capacidad instalada de baterías para dar servicios de respaldo. Con una capacidad de generación de 1.000 megawatts, la central se construyó en una superficie de 2.000 hectáreas, terreno en el que cabrían 315 estadios Azteca (el estadio más grande de México y uno de los más amplios del mundo).
Su capacidad de generación es suficiente para alumbrar 100 millones de lámparas ahorradoras de 10 watts, y beneficiará a una población de 1,6 millones de habitantes o 536.000 hogares promedio, de acuerdo con datos del Gobierno mexicano.

En el proceso de producción de electricidad se emplearon más de 278.000 paneles solares instalados sobre un sistema integrado por más de 2.000 seguidores solares para maximizar la producción de energía.

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La UE recomienda reducir 15% demanda de gas

El Consejo de la Unión Europea (UE) acordó prorrogar por un año el plan de una reducción voluntaria coordinada de la demanda de gas en un 15%, de acuerdo con el comunicado.

La nueva norma para reducir el consumo de gas entrará en vigor el próximo 1 de abril y estará vigente hasta el 31 de marzo de 2024.

Además, los países miembros de la UE deberán informar cada dos meses sobre el ahorro de gas en varios sectores de la economía. El Consejo de la UE también se reservó el derecho de convertir la reducción voluntaria del consumo de gas en una obligatoria en caso de emergencia.
En julio pasado, la Comisión Europea propuso un plan para reducir el consumo de gas en Europa en un 15% hasta la próxima primavera boreal, alegando que el bloque comunitario se expone a nuevos recortes en el suministro de gas procedente de Rusia.

De acuerdo con la propuesta, el recorte es voluntario, pero el Consejo de la UE, siguiendo una recomendación de la Comisión, podría decretar la alerta ante una posible interrupción drástica de los suministros de gas o un crecimiento excepcionalmente alto de la demanda. La alerta supondrá que todos los miembros del bloque tendrán que reducir la demanda en un 15%.

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Nuclear, la película

El director Oliver Stone presentará a fines de abril una película documental en apoyo a la energía nuclear, en donde el multipremiado cineasta apela al uso de este tipo de energía, que considera que ha sido satanizada.
Se trata de Nuclear, un filme donde, según el tráiler, tanto el cineasta como los expertos entrevistados argumentan que la energía nuclear es el futuro y que las fuentes de carbón y gas representan una amenaza para el planeta.

“No debes tener miedo a la energía nuclear, puede salvar a la humanidad”, dice el tráiler del filme, el cual se estrenará el 28 de abril en cines, mientras que posteriormente estará disponible en plataformas de streaming.

“El carbón es peligroso. Mueren más personas en relación con el carbón en un par de semanas que en todo el tiempo en relación con la energía nuclear, que se asoció con un solo incidente en Chernóbil”, dice un experto consultado en la cinta.

De acuerdo con el portal Deadline, Stone escribió el filme en conjunto con el profesor Joshua S. Goldstein, autor del libro A Bright Future, publicado en 2019, en donde defiende la energía nuclear como una solución energética vital frente al cambio climático.
La película, asevera el portal, muestra un acceso sin precedentes a la industria nuclear en Francia, Rusia y Estados Unidos.
En un comunicado dirigido a Deadline, Oliver Stone señaló que la energía nuclear ha sido satanizada; sin embargo, dijo, “la energía nuclear es cientos de veces más segura que los combustibles fósiles, y los accidentes son extremadamente raros”.
“Una pregunta clave que enfrentamos como ciudadanos del mundo es cómo protegemos y proporcionamos recursos para nuestro futuro”
, agregó el director.

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Paraguay busca mejorar la tarifa de Itaipú

Paraguay intentará nuevamente renegociar la cláusula que lo obliga a vender a Brasil la energía que no consume de la represa de Itaipú a precios más bajos en el mercado, según el acuerdo firmado por los gobiernos de Paraguay y Brasil en 1973.
Con la deuda de la construcción saldada en enero pasado, Paraguay se dispone a rediscutir partes del acuerdo, considerado históricamente más beneficioso para Brasil y perjudicial para los intereses económicos paraguayos. El año pasado autoridades de Itaipú Binacional establecieron la tarifa de electricidad para el ejercicio 2022 en US$ 20,75 por kilowatt/mes, es decir, Paraguay no sostuvo su postura inicial para mantener el precio en US$ 22,60 kW/m, y el valor establecido terminó más cerca del planteamiento brasileño de US$ 18.90 kW/m.
Como Brasil contrata el 85% de la energía que produce Itaipú, es el mayor beneficiado con la reducción de la tarifa . Con esto prácticamente queda estipulado que la tarifa para el 2023 va a bajar totalmente hacia el objetivo del socio mayoritario. El anuncio se realizó en la 1.138ª reunión extraordinaria del Directorio Ejecutivo y la 316ª reunión extraordinaria del Consejo de Administración desarrollada hoy en la Central Hidroeléctrica de Hernandarias.

El otro reclamo de Paraguay es poder comercializar la electricidad que no consume entre terceros países,sin estar obligado a entregarla a su contraparte brasileña, como sucede actualmente. Esto no solo sería beneficioso para Paraguay sino para la región, ya que Brasil y Argentina podrían beneficiarse de la energía producida por las represas binacionales que tiene Paraguay, Itaipú con Brasil y Yaciretá con Argentina, con un acuerdo similar.

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Raízen amplía su red cargadores Shell Recharge y lanza su App para autos eléctricos

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, anuncia la puesta en funcionamiento de 3 nuevos cargadores eléctricos ubicados en las localidades de Chascomús, Las Armas y Pinamar. Esta ampliación de la red Shell Recharge permitirá a los automovilistas realizar el trayecto desde la ciudad de Buenos Aires a los principales puntos turísticos de la Costa Atlántica con una cobertura que garantice la recarga a lo largo de ese corredor.

De estas tres ubicaciones, se destaca el cargador ultra-rápido en la localidad de Chascomús siendo el primero de dichas características en una red de estaciones de servicio de Argentina.

Cuenta con una potencia de carga de 160 kW lo que permite una recarga completa en menos de 20 minutos para que los clientes puedan continuar su viaje luego de una breve pausa.

Los nuevos puntos de carga se encuentran ubicados en Chascomús (Ruta 2, Km 115,5) con una potencia de 160 kW; y Las Armas (Ruta 2, Km 298) y Pinamar (Avenida Intermédanos y Av. Arquitecto Jorge Bunge) con una potencia de 50 kW. El corredor se suma al primer surtidor eléctrico de la marca, inaugurado en octubre de 2022 en Servicentro Remeros-Nordelta (Av. Agustín M. García 7454, Tigre, provincia de Buenos Aires).

En el marco de la puesta en marcha de la nueva red de cargadores, se anunció también el lanzamiento de la App Shell Recharge (disponible en App Store y Play Store como “Shell Recharge Latam”), mediante la cual los usuarios del servicio pueden localizar los cargadores disponibles en un determinado trayecto o zona, reservar turno para realizar su carga garantizando disponibilidad al momento de su llegada, visualizar en tiempo real el avance desde su celular, y descargar el comprobante de pago por el servicio, para ser abonado en la tienda de la estación de manera rápida y segura.

“La industria de la energía y la movilidad se encuentra en un momento de profunda transformación en todo el mundo. Shell Recharge llegó para ampliar nuestra oferta y acompañar a los clientes en la búsqueda de la solución de movilidad que mejor satisfaga sus necesidades. Con estos nuevos puntos de carga, hicimos realidad el primero de los corredores que tenemos planeados para el crecimiento de este producto”, comentó Andrea Polzinetti, Gerente de Red de Estaciones de Servicio de la marca. “El planeamiento de este corredor nos permitió combinar la ubicación estratégica de los puntos de carga con la selección de puntos de venta que puedan ofrecer a automovilistas y acompañantes una experiencia confortable en la estación, disfrutando de espacios con ofertas gastronómicas amplias y variadas”, agregó.

Desde Raízen anticiparon que durante el 2023 se sumarán nuevos puntos de carga a fin de seguir ampliando la cobertura para este tipo de servicio.

Shell Recharge, la solución de electromovilidad que Shell desarrolló y comercializa a nivel global, se encuentra presente en más de 35 países y tiene un plan de crecimiento estimado en 500.000 cargadores en funcionamiento para 2025.

ACERCA DE RAIZEN ARGENTINA

Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 850 estaciones de servicio, negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución.  Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 107 años de historia en el país.

Raízen Argentina es parte del Grupo Raízen, empresa integrada, referencia global en bionergía y licenciataria de la marca Shell en Brasil, Argentina y Paraguay.

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Crece la minería y el empleo en el sector aumentó casi 10 % i.a.

La Secretaría de Minería de la Nación difundió un informe propio referido al incremento del empleo en esa actividad que en noviembre último los 37.794 empleos, con una variación del 9,8 % interanual a partir de la creación de 3.370 nuevos puestos de trabajo formales en el sector; y representó el 0,6 % del total del sector privado asalariado registrado.

La secretaria del área, Fernanda Avila, destacó al respecto que “desde hace dos años la actividad no para de generar empleo. Tenemos la tarea y la decisión política del ministro Sergio Massa, de desarrollar todo el potencial minero que nuestro país tiene. Estos números lo reflejan”, afirmó.

Ávila agregó que los números de puestos de trabajo minero reflejan la tendencia de productividad creciente, el sector lleva 28 meses consecutivos de creación de empleo. Lo que le permitió superar el piso de los 30.807 que se registró durante la pandemia en 2020.

El rubro vinculado a los proyectos metalíferos se consolidó como el que mayor cantidad de empleados posee con 11.658 puestos (33 % del total), seguido por el de “Servicios y actividades relacionadas”, y “Rocas de aplicación” con 8.336 (22 %) y 6.143 (16,3 %) trabajadores respectivamente.

Por su lado, el rubro “Producción de litio” registró un incremento del 57 % (904 nuevos puestos) con respecto a noviembre de 2022.

A nivel de las provincias, en febrero, el 92 % del empleo minero es explicado por Santa Cruz con 9.335 trabajadores (24,7 % del total); San Juan con 5.152 (13,6 %); Buenos Aires con 4.301 (11,4 %), Salta con 4.018 (10,4 %), Jujuy con 3.345 (8,9 %), Córdoba con 2.225(5,9 %); y Catamarca con 1.904 (5,1 %).

En el mes bajo análisis, Salta lideró el ranking de generación de empleo con 1.088 nuevos puestos, que implicaron un variación interanual del 37,1 % . Por su parte, los incrementos de la provincia de Jujuy y Catamarca alcanzaron los 848 (34 %) y 249 (14,7 %) nuevos trabajadores, respectivamente.

El crecimiento de la actividad y con ello, de la demanda de trabajo también significó la incorporación de más mujeres a la actividad. El empleo minero femenino alcanzó los 4.024 puestos de trabajo (10,6 % del total) tras sumar a 893 trabajadoras, lo que implicó una variación interanual del 28,5 por ciento. Desde enero a noviembre se generaron 744 nuevos empleos para mujeres, se indicó.

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CECHA se reunió con Royón por Refinor

Autoridades de CECHA se reunieron con la secretaría de Energía, Flavia Royón, para buscar soluciones ante la crítica situación en la que opera Refinor y que pone al borde de la quiebra a sus estaciones de servicio producto de la caída pronunciada de las ventas, el desabastecimiento y los sobreprecios de sus combustibles.

El presidente de CECHA, Vicente Impieri, acompañado por dirigentes de la comisión directiva y expendedores de bandera de Refinor de las provincias de Jujuy y Salta, le presentaron un informe sobre la “crítica situación” en la que opera la petrolera marcada por tres grandes problemas: la imposición de cupos y restricciones de entrega de producto, el derrumbe de ventas que llegó al 6 por ciento en nafta súper y del 12 por ciento en gasoil; y los sobreprecios que van entre 5 y 20 % por encima de los valores de YPF.

Ante este panorama, la Confederación solicitó a la funcionaria que intervenga para que “se adecue la entrega de combustibles a la demanda de las bocas de expendio y que se eliminen los precios adicionales a los volúmenes “asignados” vendidos, ya que ello torna inviable nuestros negocios”, precisó Impieri. Frente a este planteo, las autoridades de la cartera se comprometieron a estudiar el tema y volver a reunirse a la brevedad.

Asimismo, los dirigentes de CECHA transmitieron la preocupación de las cámaras de las provincias de Córdoba -FECAC- y de Santa Fe –FAENI-, ante el vencimiento de los contratos de gas PIST en boca de pozo, en abril próximo. “Hoy no existen proveedores, ya sean comercializadoras y/o productoras, que atiendan las necesidades de las estaciones de GNC, lo que genera una seria incertidumbre en el sector”, alertaron.

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MEGSA-CAMMESA: oferta de 21,5 MMm3/día para usinas en abril

El Mercado Electrónico del Gas fue escenario de la tradicional subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas desde el 1 hasta el 30 de abril 2023 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.

En MEGSA también 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 la primera de las subastas se recibieron dos ofertas, por un volumen total de 200 mil metros cúbicos día y un precio promedio ponderado de U$S 2,20 por millón de BTU en el PIST, y de U$S 2,48 por MBTU, puesto en el Gran Buenos Aires. Se trata de dos ofertas prevenientes de productores de Chubut, por 100 mil m3/día cada una y precios iguales a los del mencionado ppp.

Por otra parte, en la segunda subasta se registraron 14 ofertas, por 21.300.000 m3/día y un PPP de 2,83 dólares del MBTU.

Un total de 9 ofertas llegaron desde Neuquén, por 8.800.000 m3/día y precios que oscilaron entre U$D 2,15 y 2,99 el MBTU.

Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas, por un total de 9.500.000 m3/día y precios de entre U$S 2,77 y U$S 2,81 dólares el MBTU.

Desde Santa Cruz llegó 1 oferta por 1.000.000 de m3/día a un precio de 2,83 dólares el MBTU. Y desde Chubut 1 oferta por 2.000.000 de m3/día y un precio de U$S 2,88 el MBTU.

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Informe de Tarifas y Subsidios

El siguiente es el Reporte de Tarifas y Subsidios elaborado por el Observatorio de Tarifas y Subsidios IIEP (UBA-Conicet) correspondiente a Marzo 2023.
Los principales subsidios económicos (1) a los sectores Agua, Energía y Transporte tuvieron en febrero un crecimiento acumulado anual del 65.6% a.a. respecto de igual periodo del año anterior. A su vez, la variación real (2) indica una reducción del 18.4% a.a. en el período.

El crecimiento de los principales rubros es liderado por el Transporte que ocupa el 30% de los subsidios y crece 143,9% a.a. nominal y 19,5% a.a. real. Dentro del mismo, la partida con mayor crecimiento es el Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte (FFSIT) que tiene como finalidad el financiamiento de la cobertura de los subsidios al autotransporte de pasajeros y crece 369% a.a. en términos nominales y 126,3% a.a. real.

El rubro energético ocupa el 69% de los subsidios seleccionados y crece 45,6% a.a. mientras en términos reales presenta una disminución del 28,2% a.a.
Las transferencias devengadas de Energía Argentina S.A. (ENARSA, ex IEASA) en enero y febrero de 2023 aumentaron 527% a.a. nominal y 248% a.a. real mientras que CAMMESA tuvo transferencias 0,3% a.a menores y 50,2% a.a. inferior en términos reales. En este sentido, la compañía que administra el mercado eléctrico devengó cero pesos en enero, mientras que en igual periodo del año anterior tuvo devengamiento positivo. Sin embargo, esta situación encuentra explicación estacional (en enero hay bajos pagos comprometidos respecto al resto del año) a diferencia del mes de julio como es el caso que se presenta más adelante.

Los subsidios al servicio público del agua en el AMBA (AYSA) representan el 1% de los subsidios totales y se incrementan 21% a.a. mientras que tiene una reducción del 36,3% a.a. en el cálculo real.

De esta forma, los subsidios acumulan $ 3.124 mil millones en los últimos doce meses a moneda de febrero de 2023. Esto implica una caída real del 14% respecto a igual periodo anterior y del 22% respecto al pico observado en junio (acumulados entre julio de 2021 y junio de 2022).

Sin embargo, los subsidios destinados a CAMMESA en el mes de julio de 2022 fueron $0 que, a diferencia de los meses de enero, es una situación poco probable dado el contexto: la estacionalidad propia del pico de consumo de invierno y las transferencias realizadas en el mes anterior y posterior. Una estimación lineal permite inferir que en julio de 2022 no se devengaron unos $201.075 millones a moneda constante de febrero de 2023, que podrían estar incrementando deudas al interior de la cadena de valor del sector eléctrico.

La contribución al incremento de la deuda flotante (3) del Estado Nacional es de $486.802 millones en términos nominales en los últimos 24 meses. Esto incluye gastos corrientes devengados y pagados de ENARSA (Ex IEASA) con ingresos de afectación específica provenientes de la Ley 27.605 de Aporte Solidario y Extraordinario durante 2021 y 2022. Parte de estos recursos fueron utilizados como transferencias para gastos corrientes para atender la actividad de “Apoyo a la Exploración, Desarrollo y Producción de Gas Natural”.

ACTIVIDAD ECONOMICA VS DEMANDA ELECTRICA

Fuente: elaboración propia en base a Presupuesto Abierto e INDEC
La variación inter anual de la actividad económica, utilizando el Estimador de Actividad Económica (EMAE), presenta una correlación positiva con la variación inter anual de la demanda de energía eléctrica industrial y comercial. En este sentido, el dato eléctrico suele contar con una publicación más actualizada y por lo tanto puede utilizarse para observar, de manera preliminar, el posible comportamiento de la actividad en su conjunto.

En enero, la demanda eléctrica industrial y comercial aumentó 2,7% i.a. Esto es 0,6 punto porcentual más que la tasa de crecimiento inter anual del mes anterior (2,1% i.a. en enero). De esta manera, existe una elevada probabilidad que el índice de actividad económica mejore su tasa de crecimiento i.a. en enero. Es decir, que la actividad i.a. se reduzca menos que el mes anterior o bien que pase a ser positiva.

TARIFAS ELÉCTRICAS SIN IMPUESTOS A NIVEL PAÍS

En el territorio nacional existe una diferencia tarifaria notable debido a la particularidad de los marcos regulatorios provinciales. En este sentido, si bien el precio de la energía mayorista es igual para todo el país, el costo final por KWh para el usuario final no lo es. Esto se explica, sin contar los impuestos, por las diferencias en el Valor Agregado de Distribución (VAD) que cada distribuidora cobra a sus clientes y que es autorizado por los entes reguladores provinciales excepto en el AMBA que se encuentra bajo jurisdicción nacional.

La segmentación de tarifas le puso aún más complejidad y aumentó la dispersión tarifaria ya que para los diferentes segmentos de usuarios puede variar el lugar donde encontrar la tarifa más baja.

La tarifa promedio del país para un usuario N 1 (correspondiente a hogares de ingresos altos), con datos disponibles a febrero de 2023, es de $5.174 por mes. En este sentido, el valor más bajo por KWh se cobra en Jujuy mientras que el valor más alto es el que reciben los usuarios de Neuquén. En este segmento, la factura más elevada es 2.3 veces mayor a la más baja.
A su vez, la tarifa promedio del país para un usuario N 3 (hogares de ingresos medios), es de $3.406. En este caso, el valor más bajo por KWh se cobra en el AMBA (EDESUR) mientras que el valor más alto es el que reciben los usuarios de Neuquén. En este segmento, la factura más elevada es casi 5 veces mayor a la más baja.
Por otra parte, la tarifa promedio del país para un usuario N 2 (hogares de bajos ingresos), es de $3.106. En este caso, el valor más bajo por KWh se cobra en Formosa (Cuadro tarifario vigente a enero(4)) mientras que el valor más alto es el que reciben los usuarios de Santa Fe. En este segmento, la factura más elevada es 4.1 veces mayor a la más baja.

COMPOSICION DE LAS TARIFAS

La composición de las facturas sin impuestos (precios de la energía y VAD) también encuentra cierta variabilidad entre niveles y provincias si bien, en líneas generales, se mantiene la relación que implica que, a mayor factura, mayor porcentaje de VAD.

En el nivel 1 de altos ingresos, y para el promedio del país, el precio de la energía representa el 54% de la factura, mientras que el 46% lo ocupa el valor de distribución.
La factura de menor monto observada en Jujuy se compone de un 79% por valor de la energía y 21% por el VAD, mientras que en el nivel 2 esta relación es de 42% y 58% respectivamente para la misma provincia y en el nivel 3 es de 46% y 54% respectivamente en la jurisdicción.

En el caso de la factura de mayor monto, en el nivel 1 de altos ingresos (Neuquén) se compone de un 34% por valor de la energía y 66% por el VAD, mientras que en el nivel 2 esta relación es de 17% y 83% respectivamente para la misma provincia y en el nivel 3 es de 18% y 82% respectivamente en la jurisdicción.
En las restantes jurisdicciones se observa la misma situación: mientras más bajo sea el nivel de ingresos, mayor proporción ocupa el VAD y menor proporción el precio de la energía.

EVOLUCION DE LA TARIFA EN TERMINOS REALES

La tarifa media eléctrica del AMBA, equivalente a 300 KWh por mes, se ha reducido en términos reales desde diciembre de 2019. A su vez, los diferentes niveles determinados en el programa de segmentación de subsidios han tenido un comportamiento diferente desde su implementación.

Entre enero de 2019 y agosto de 2023 la tarifa residencial para un consumo promedio se ha reducido 64%. A partir de entonces, la tarifa media para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) y nivel 3 (ingresos medios) continuaron su trayectoria decreciente hasta la actualidad, mientras que la factura final para usuarios N1 (altos ingresos) aumentó a partir de la implementación de la segmentación de subsidios. Sin embargo, de no mediar aumento de tarifas en lo que resta del año, se prevé una reducción de la factura en términos reales para los tres niveles de usuarios residenciales.

RELACION FACTURA FINAL/SALARIOS

En marzo de 2019 la factura llegó al máximo de la serie con un valor, a la moneda de febrero de 2023, de $7.155. Esto fue equivalente al 3% del salario en aquel mes, medido a partir de la Remuneración Imponible Promedio de los Trabajadores Estables (RIPTE). En febrero de 2023 la factura media del AMBA para un usuario N 1 es de $4.660 mientras que para un N 3 es de $2.257 y para un N 2 de $1.921.

Por otra parte, el último valor publicado del RIPTE, en enero de 2023, indica que en aquel mes las facturas de un usuario N 1, N 2 y N 3 representan el 1,8%, 1% y 1% del RIPTE respectivamente.

COMPARACION REGIONAL

Por último, con datos a diciembre de 2022, la comparación regional muestra que la tarifa de energía eléctrica al sector residencial en Argentina se encuentra muy por debajo de sus pares de la región. Por caso, por un consumo de 300 kWh/mes una familia argentina paga casi la mitad que en Brasil y la cuarta parte que en Uruguay.

(1) Transferencias para financiar gastos corrientes (2) La tasa de inflación mensual en febrero se estima como el promedio de inflación de los últimos tres meses (3) Entendida como la diferencia entre los gastos corrientes devengados y los gastos pagados (4) Al momento del cierre del informe las provincias de Formosa, La Rioja y San Juan no han publicado los cuadros tarifarios correspondientes a febrero. A su vez, Tierra del Fuego y Santa Cruz presentan cuadros tarifarios vigentes a noviembte y diciembre de 2022.

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CECHA en Diputados pide cambios en ventas con tarjetas de crédito

Autoridades de CECHA se reunieron con la diputada nacional y presidenta de la comisión de Comercio en Diputados, Gabriela Lena, con el objetivo de avanzar con el tratamiento del proyecto de ley sobre operatoria con tarjetas de crédito en estaciones de servicio.

El presidente de Cecha y Fecra, Vicente Impieri, explicó “los constantes reclamos realizados por el cobro de aranceles abusivos impuestos en la operatoria con tarjetas de crédito, que en promedio van del 1,30 a 1,50 % sobre el total facturado, como así también por los excesivos días que tardan en acreditar los importes por ventas con los plásticos”.

El dirigente también comentó que se ha transmitido innumerables veces inquietudes y reclamos a las empresas emisora para resolver esta situación, pero lamentablemente no hubo respuestas favorables, como tampoco de parte de los diversos funcionarios a los cuales se le ha informado el perjuicio que ocasiona operar de esta manera”.

Junto con Guillermo Lego, gerente general de la Confederación, se explicó la acción judicial emprendida por FAENI, entidad asociada a CECHA la cual obtuvo un fallo en primera instancia del Juzgado Nacional en lo Comercial 8 de CABA, que hizo lugar a su reclamo de abuso de posición dominante. Con este fallo, en Santa Fe, la comisión por la venta de combustibles con tarjetas de crédito no debe ser mayor al 0,5% y la acreditación de los pagos tiene que efectivizarse en un plazo máximo de tres días.

La diputada se comprometió a elaborar un informe de situación del sector y a impulsar el tratamiento del tema en la comisión de Comercio que ella preside.

El objetivo es lograr la modificación de la ley 25.065, que permita establecer definitivamente como tope el 0,5% del arancel para las operaciones de pago con tarjetas de crédito, cualquiera sea el banco o la entidad emisora, y que la acreditación se reduzcan a 48/72 horas.

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Acuerdo MetroGAS-Banco Nación por línea de crédito para conectarse al servicio de gas natural

La presidenta del Banco de la Nación Argentina, Silvina Batakis, y el presidente de MetroGAS, Osvaldo Barcelona, anunciaron la puesta en marcha, a partir del 1 de abril próximo, de una línea de créditos blandos para financiar instalaciones de conexión domiciliaria al servicio de gas natural en el marco del programa denominado “Mi primera llama”.

“A los dos millones de usuarios que tiene MetroGAS, le sumamos la posibilidad de acompañar el desarrollo inclusivo y sostenible de aquellos que no tienen acceso al servicio reafirmando nuestro compromiso social”, expresó Barcelona, quien destacó que la empresa difundirá la iniciativa en el área de operación de MetroGAS, que se extiende por 11 municipios del sudeste del Gran Buenos Aires y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Batakis, por su parte, destacó la alianza estratégica: “tenemos muchas líneas de crédito que funcionan muy bien y otras a las que le falta difusión. Este acuerdo es importante para potenciarlo porque es elemental para el bienestar de las personas”.

Los gasistas matriculados que estén habilitados por las distribuidoras (el programa tiene alcance nacional), serán los encargados de realizar las conexiones nuevas o las modificaciones a conexiones existentes.

Desde el 1° de abril próximo se podrá disponer del crédito Mi primera llama con mínimos requisitos formulados por la entidad crediticia:
• Usuarios: persona humana en actividad laboral, jubilada y/o pensionada. Se admiten hasta dos usuarios, debiendo al menos uno de ellos ser propietario de la vivienda única y de ocupación permanente en la que se realizará la conexión de gas.
• Destino: conexión a la red de distribución de gas y/o adecuaciones de instalaciones domiciliarias para continuar en el uso del servicio.
• Monto máximo: hasta 400.000 pesos.
• Para el primer año la tasa de interés fija en pesos del 55 %.
• Plazo: hasta 48 meses, sistema francés.
• Proporción de apoyo: hasta el 100 % del presupuesto total de obra sin exceder el monto máximo.

El programa es nacional y apunta a aquellas familias que vivan en áreas por cuyos domicilios existe red de gas puedan acceder a la línea de crédito con mínimos requisitos y a tasa fija que otorga el BNA para aquellos que necesiten financiar la instalación nueva de gas domiciliaria o realizar la adecuación de una existente.

Suscribieron el acta la presidenta del BNA, Silvina Batakis, y el presidente de MetroGAS, Osvaldo Barcelona, durante un acto realizado en el edificio corporativo de la empresa distribuidora, en el barrio de Barracas, y contó con la presencia del director general de MetroGAS, Tomás Córdoba, y los directores Andrea Svoboda, Daiana Barasch, Pablo Anderson y Sebastián Mazzucchelli.

También estuvieron el jefe de gabinete del Banco Nación, Juan Manuel Pignocco, José Ballesteros; director, y Karina Angeletti; Gerenta de Investigaciones Económicas, entre otros.

A través del siguiente link se podrá acceder al listado de gasistas matriculados autorizados para trabajar en el área de MetroGAS www.metrogas.com.ar/colaboradores/listado-de-gasistas-matriculados , y con este otro al link de BNA, en el que se consignan las bases y condiciones para acceder al beneficio www.bna.com.ar/personas/paradestinosespecificos.

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Royón en Mar del Plata por el desarrollo petrolero offshore

La Secretaria de Energía, Flavia Royon, mantuvo en Mar del Plata una serie de encuentros con representantes de empresas, de gremios, e integrantes del denominado “Cluster de Energía”, quienes han manifestado su expectativa favorable al proyecto exploratorio offshore de YPF y Equinor en el área Cuenca Argentina Norte 102 (CAN 102). “Mar del Plata tiene en el offshore un potencial similar a Vaca Muerta”, afirmó la funcionaria.

Al respecto, la funcionaria ratificó el apoyo de la Administración nacional al desarrollo de la exploración offshore a la altura de esa ciudad bonaerense, 300 kilómetros mar adentro.
“Tenemos muchas expectativas en la Cuenca Norte. Desde el gobierno nacional estamos convencidos de que el offshore va a impulsar tanto la creación de puestos de trabajo a nivel local como una mejora en nuestra macroeconomía” expresó.

Sobre los efectos positivos para la ciudad, sostuvo que “No solo va a significar la creación de más puestos de trabajo directos, sino que, además, va a permitir desplegar una cadena de valor cada vez más compleja, con industrias locales que puedan exportar sus servicios”.

La Secretaria visitó dos empresas relacionadas con la actividad hidrocarburífera: en primer lugar, QM Equipment, dedicada diseño y desarrollo de equipos complejos de asistencia a pozo para extracción de petróleo y, a continuación, el Astillero SPI.

Fue recibida por sus presidentes Sandra Cipolla (SPI) y Marcelo Guiscardo (QM Cluster Energía). Allí, Royon dialogó con las autoridades de ambas firmas en compañía de Juan Manuel Cheppi, titular de la Unidad de Articulación Estratégica de Áreas Económicas y Productivas del Ministerio de Economía, y del Director de Aerolíneas Argentinas, Ariel Ciano.

En ese marco, reiteró que el país ya cuenta con una tradición productiva en su costa patagónica: “El offshore no es algo nuevo, el 15% del gas que consumimos proviene de la Cuenca Austral, de Santa Cruz y Tierra del Fuego”.

La Secretaria también resaltó las condiciones favorables que Mar del Plata presenta para la exploración costa afuera: “Es una ciudad que tiene una empresa que produce arena de fractura que antes se importaba, una ciudad donde tenemos un astillero con capacidad productiva demostrada para construir remolcadores para la industria offshore”.

Royon y Chepi se reunieron con representantes del Clúster de Energía de Mar del Plata; valoraron su participación a la hora de difundir los beneficios y las perspectivas de crecimiento económico y social que la actividad traerá a Mar del Plata.

Royon consideró fundamental “poner en valor la forma en que la ciudad ha gestado el apoyo para la actividad, porque es un ejemplo de cómo se construyen los procesos de desarrollo a largo plazo: a partir de un movimiento que la sociedad realiza de abajo hacia arriba se logra la licencia socia que el offshore necesita”.

Por su parte, en relación a las condiciones favorables con las que cuenta la ciudad para permitir un crecimiento de la exploración offshore, Cheppi afirmó que “nuestro Ministro de Economía, Sergio Massa, impulsa la diversificación, y aquí se abre una oportunidad para Mar del Plata de posicionarse estratégicamente desde lo industrial y lo tecnológico, gracias también al recurso humano que tiene nuestro país.

Las actividades continuaron con una recorrida por Grupo Núcleo, allí los funcionarios se interiorizaron en los procesos de innovación tecnológica en curso por parte de Neutrón e Innova Space. La empresa local promueve la investigación, desarrollo y expansión de emprendimientos capacitando y brindando soporte a través de mentorias profesionales.

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Macron defiende la energía nuclear

El presidente francés, Emmanuel Macron, defenderá la energía nuclear en la cumbre europea de esta semana para que, en nombre del principio de la neutralidad tecnológica, la UE reconozca su importancia para alcanzar los objetivos climáticos internacionales.
Francia tiene 56 reactores en funcionamientos, dos más que China, que generan el 70% de la electricidad del país y busca extender su vida útil hasta 60 años, 20 más de lo que se estiman en la actualidad y construir seis nuevos de tecnología EPR que deberían entrar en servicio antes de 2050.

El Parlamento Europeo aprobó a principios de julio de 2022 la inclusión de la nuclear y el gas natural en el paquete de las “energías verdes”, y lo hizo con un propósito: allanar el camino del Viejo Continente hacia la eliminación total de las emisiones de CO2 en 2050.

En nombre de la llamada neutralidad tecnológica, Francia considera que no se puede discriminar la energía nuclear puesto que cada país es libre de decidir su política energética, siempre que se ajuste a los objetivos de la UE para alcanzar la neutralidad en carbono .Con ese objetivo, este martes la Asamblea Nacional adoptó por una amplia mayoría un proyecto de ley para la aceleración de los procedimientos para esos dos pilares de la estrategia nuclear.

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YPFB logró reducir los costos de importación de combustibles

YPFB informó que, entre diciembre de 2022 y enero de 2023, los precios internacionales de los combustibles experimentaron un incremento que se explica por la incertidumbre generada en el mercado internacional motivado para este periodo por una reducción en la oferta.
A pesar de este panorama adverso, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) logró reducir los costos de importación para el país, objetivo que se logró con un trabajo planificado y coordinado a través del que se optimizaron los puntos por donde la importación de combustibles tiene un menor costo.
Según la información disponible sobre los costos del producto (FOB) en diciembre de 2022 se importaron combustibles por un valor de 7.8 MMUSD/día. Para enero de 2023 el valor del combustible importado redujo a 6.1 MMUSD/día a pesar de un contexto internacional de precios en alza. Esto significa que se logró un ahorro de 1.7 MMUSD/día.
Reducción de los costos de importación
YPFB cuenta con dos puntos generales para la importación de combustibles. Uno es el de occidente (Chile y Perú) y el otro es el de sur oriente (Paraguay, Argentina y Brasil).  Los costos asociados de occidente son mucho más competitivos que los de sur oriente, cuyos permios o costos fijos alcanzan una diferencia de hasta un 500%.
Hasta noviembre del año pasado Bolivia importó un valor de 1.246,9 millones de dólares de gasolina y 2.723,8 millones de dólares en diésel,
Maximizar las importaciones de occidente requiere una alta coordinación logística, flexibilidad operativa y planificación con los diferentes puntos fronterizos y de carga de producto, dado que la incertidumbre que por factores climáticos se genera en occidente es mucho más alta que en sur oriente. 
El gran reto de YPFB es lograr la mayor cantidad de importaciones a través del occidente del país, sin arriesgar el abastecimiento.  Este equilibrio entre la optimización de costos y el resguardo del abastecimiento es una tarea compleja que debe ser puesta en funcionamiento de una manera pausada y firme.

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Ferraresi ya está en Edesur

Tras la oficialización de su designación (Resolución ENRE 307/2023), Jorge Ferraresi asumió como interventor administrativo de Edesur, cargo para el cual fue convocado por el gobierno nacional.

Es por un plazo de 180 días y con el objetivo de encabezar el proceso de fiscalización y control de la empresa., tal como lo anunció el ministro de Economía, Sergio Massa.

Del acto participaron el titular del ENRE, Walter Martello, el presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco y el gerente general, Valter Moro.

La decisión se tomó en virtud de los masivos cortes del servicio de febrero y marzo últimos. Tendrá la tarea de fiscalizar, controlar y monitorear la ejecución de las obras para la mejora del servicio eléctrico. Durante esta intervención Ferraresi mantendrá sus funciones como Intendente de Avellaneda.

Ferraresi destacó que “vamos a trabajar rápidamente para tener un diagnóstico de la atención que necesita cada barrio y así implementar un plan de abordaje para beneficio de la gente durante los próximos días”.

La medida de intervención reviste un carácter transitorio y excepcional, y no afecta a la nuda propiedad de los accionistas, ni el contrato de concesión, pero servirá para que el Estado lleve adelante la fiscalización efectiva del cumplimiento del contrato, se explicó.

Además desde el gobierno nacional se tomó la decisión de ejecutar los 2.700 millones de pesos de sentencia (multa) que implican un mecanismo de devolución por parte de la empresa a todos los usuarios del servicio afectados.

La intervención a cargo de Ferraresi tendrá a su cargo la supervisión y el control de todos los actos administrativos habituales y de disposición relacionados con la normal prestación del servicio público de distribución en las áreas que le atañen a la Compañía (sur del AMBA).

A su vez, le presentará al ENRE informes sucesivos y parciales cada diez días y confeccionará un informe final al terminar su función.

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Altas temperaturas: La demanda país de energía subió 12,7% i.a. en febrero. En el AMBA 22,5%

La demanda de energía eléctrica en febrero subió 12,7 % al alcanzar los 11.904,6 GWh a nivel nacional, con temperaturas superiores a las del mismo mes del año anterior, pero también al promedio histórico del mes. En el caso de las distribuidoras de Capital y GBA (Edenor y Edesur) registraron una suba de 22,5 % en la demanda, informó la Fundación Fundelec.

LOS DATOS DE FEBRERO 2023

En febrero de 2023, la demanda neta total del MEM fue de 11.904,6 GWh; mientras que en el mismo mes de 2022, había sido de 10.561,2 GWh1 y por lo tanto la comparación interanual evidencia un ascenso de 12,7 por ciento.

En febrero, se produjo un decrecimiento intermensual del -12,4 % respecto de enero de 2023, cuando alcanzó los 13.592,5 GWh y fue el consumo más alto de la historia, destacó el informe.

En cuanto a la demanda Residencial de febrero, alcanzó el 49 % del total país, con una suba de 20,4 % respecto a la del mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda Comercial subió 2,9 %, siendo 26 % del consumo total. Y la demanda Industrial representó otro 25 %, con un ascenso en el mes del orden del 2,4 %, aproximadamente.

Por otro lado, y con relación al mes de marzo, se registró una potencia máxima demandada de 29.105 MW el 13 de marzo de 2023 a las 15:28, que se convierte así en el nuevo record histórico.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido febrero de 2023) 3 meses de baja (marzo de 2022, -1,5 %; septiembre, -0,6 %; y octubre de 2022, -2,2 %) y 9 meses de suba (abril, 3,4 %; mayo, 6,8 %; junio, 8,5 %; julio, 1,9 %; agosto, 1 %; noviembre, 7,2 %; diciembre de 2022, 4,6 %; enero de 2023, 4,1 %; y febrero de 2023, 12,7%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 3,8 por ciento en la demanda de energía.

Por otro lado, los registros anteriores muestran que el consumo de marzo de 2022 llegó a los 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; diciembre de 2022, 13.024,7 GWh; enero de 2023, 13.592,5 GWh; y, por último, febrero alcanzó los 11.904,6 GWh.

En cuanto al consumo de energía por provincia, en febrero fueron 4 fueron las provincias y/o empresas que tuvieron descensos: Misiones (-4%), Corrientes y Formosa (-3%) y Santa Cruz (-1%).

Por su parte, 23 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: La Pampa (24%), EDELAP (22%), La Rioja y EDEN (19%), Chubut (17%), Santiago del Estero y Tucumán (16%), Mendoza (14%), Córdoba y San Juan (12%), Catamarca (11%), Entre Ríos (10%), Santa Fe y EDES (8%), Río Negro y Salta (6%), Neuquén, Jujuy y San Luis (5%), EDEA (4%), Chaco (1%), entre otros.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 32 % del consumo total país, registraron un ascenso conjunto de 22,5 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 22,6 % en la demanda, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 22,4 %. El resto del país subió en su consumo el 8,6 por ciento.

TEMPERATURAS

En cuanto a las temperaturas, el mes de febrero de 2023 fue más caluroso comparado con febrero de 2022. La temperatura media fue de 25.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 23.2 °C y la histórica es de 23.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En febrero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.652 GWh contra 1.369 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 93,7 por ciento.

A diferencia de la baja que se presenta en los caudales de las principales cuencas del Comahue, como también en el río Uruguay, el río Paraná está presentando caudales por encima de sus valores históricos (por la presencia de lluvias en la Cuenca, sobre todo en Brasil).

Con un despacho térmico menor, el consumo de combustible terminó siendo menor. En el conjunto de los combustibles alternativos se produjo una suba.

En febrero entonces siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 55,38 % de los requerimientos totales. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 21,25 % de la demanda, las nucleares proveyeron 4,98 %, y las generadoras de fuentes alternativas el 12,21 % del total. Asimismo, la importación de electricidad (Brasil, Uruguay) representó el 6,18 % de la demanda total.

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Petroleros suspenden paro en Chubut. Acuerdo con PAE, Capsa e YPF. Falta Tecpetrol

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Avila, anunció que “por el momento queda sin efecto la medida de fuerza planteada en la Cuenca del Golfo San Jorge, a la espera de resolver la situación con Tecpetrol la próxima semana, para que se sume a lo comprometido por Pan American Energy, YPF y Capsa, que incorporó un Equipo Perforador y uno de WorkOver”.

Al termino de los encuentros en Buenos Aires, Ávila dijo que “el paro convocado para el miércoles (22) queda sin efecto gracias el compromiso del resto de las Operadoras con la Cuenca para mantener la Paz Social, dado que se mantiene el Perforador de AESA en YPF hasta fin de año, y se suman las subidas de uno en Pan American (PAE) y otro en Capsa, donde también se incorporará un equipo de WorkOver”.

“Lo que se logró es un principio de acuerdo. Vamos a ver cómo adecuar un sistema de trabajo que permita que no haya despidos dentro de la Cuenca”, señaló el sindicalista, quien dijo que “pudimos resolver un problema que era gravísimo”.

‘Loma’ remarcó que “hicimos buenos acuerdos como para tener una continuidad hasta fin de año por lo menos. El primero que se logró fue lo de la semana pasada en las reuniones con el Ministerio de Economía, donde hay que agradecerle a Sergio Massa y al Gobernador de la provincia Mariano Arcioni por las gestiones que han hecho para que nosotros podamos integrar una mesa con las operadoras la continuidad de los trabajos y suba de Equipos.

También, agregó, el compromiso de tener otra mesa para analizar la falta de insumos, que ahora se van a importar, además de la compra de Equipos usados que van a llegar a la Provincia del Chubut, con lo que las empresas no pueden decir que se van porque no los tienen”.

PASOS A SEGUIR

Avila explicó que “hemos decidido suspender la medida de acción directa y el paro dado el compromiso que tienen las otras Operadoras con la Cuenca. Lo de Tecpetrol sigue complicado, pero decidimos esto porque si tiramos un paro en estas circunstancias no estaríamos dando una señal clara de cómo queremos arreglar esto, por eso pasamos a un cuarto intermedio para que la semana que viene podamos reunirnos y arreglar todo que queda pendiente”, analizó.

Y agregó que “lo que sí tenemos que tener en claro, es que en Tecpetrol el equipo perforador que realizó los seis pozos va a bajar y eso no lo podemos evitar porque terminó su campaña, pero no pudimos de ninguna manera encontrar nuevos Yacimientos. Entonces eso es algo que va a pasar”.

Avila sostuvo que “el resto está todo para discutir y sentarse a una mesa para llegar a un principio de acuerdo; ver dónde estamos parados y qué vamos a hacer ya que hay mucha gente nueva contratada que se puede llegar a ir, y será con las indemnizaciones”. “Esperamos un compromiso de Tecpetrol, porque las demás empresas lo han asumido”, señaló.

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Massa anunció la intervención administrativa a Edesur por 180 días. Ferraresi a cargo

Por Santiago Magrone

El ministro de Economía, Sergio Massa, anunció la intervención administrativa de la distribuidora domiciliaria de electricidad por redes Edesur por un plazo de 180 días. La decisión, comunicó Economía, se tomó “en virtud de los masivos y sistemáticos incumplimientos del servicio en febrero y marzo últimos”, y se anunció que “el ingeniero Jorge Ferraresi será designado al frente del proceso de fiscalización y control de la empresa”.

La decisión fue dada a conocer por el Ministro, acompañado por la Secretaria de Energía, Flavia Royon; el Secretario Legal y Administrativo, Ricardo Casal; y el titular del Ente Nacional Regulador Energético (ENRE), Walter Martello.

Al respecto Massa explicó que “utilizando las facultades que la ley nos asigna, hemos instruido al ENRE a que proceda a la intervención por 180 días de la empresa Edesur a los efectos de la fiscalización del cumplimiento de las obras y, sobre todas las cosas, de la mejora en el servicio que debe tener la empresa”. Se refería al plan de inversiones en obras de mantenimiento de la red a su cargo en la zona sur del AMBA.

La medida se inscribe en una serie de decisiones que la Administración nacional llevó adelante en las últimas semanas para verificar la capacidad y la disponibilidad técnica de la empresa en cuanto al cumplimiento de sus obligaciones como prestataria del servicio de distribución eléctrica.

A modo de antecedente se describió que “a partir del día 13 de febrero, cuando 180.000 usuarios quedaron fuera de servicio, se sucedieron en forma reiterada nuevos eventos de corte del suministro en media y baja tensión, los cuales representan un incumplimiento evidente y sistemático respecto de los parámetros de calidad en la prestación del servicio a los que se comprometió la empresa en el contrato de concesión, y que se hayan especificados en el “Reglamento de suministro”.

El ministro Massa puntualizó que “a lo largo de los últimos 15 días hemos vivido situaciones que a todos nos golpearon y nos dolieron. Claramente, ver comercios teniendo que tirar las mercaderías, hogares sin luz y sin agua por la falta de luz a lo largo y a lo ancho de la zona de concesión de Edesur fueron las imágenes que marcaron la agenda de la Argentina y sobre todo del área metropolitana de Buenos Aires”.

“Esta intervención por 180 días que tendrá la tarea de fiscalizar, controlar y monitorear la ejecución de las obras para la mejora del servicio será llevada adelante por Jorge Ferraresi, con una enorme capacidad de gestión y experiencia en el sector energético”, se destacó.

Ex intendente de Avellaneda y ex ministro de Desarrollo Territorial y Hábitat en este gobierno, Ferraresi ha venido reclamando, junto a otros intendentes del Conurbano bonaerense, por el mal servicio de la distribuidora todavía operada por la italiana Enel, que anunció en octubre de 2022 su decisión de desprenderse de la empresa (con la cuestión tarifaria como trasfondo).

En las últimas semanas Enel enajenó sus activos de generación térmica en el país: Central Costanera (al grupo empresario operador de Central Puerto), y está en curso la venta de sus acciones mayoritarias en Central Dock Sud, a YPF.

La persistencia reiterada de nuevos inconvenientes masivos dentro del área concesionada motivó a las autoridades del ENRE a presentarse ante la Justicia para efectuar una denuncia penal hacia las autoridades de Edesur por la presunta comisión de los delitos de defraudación de derechos acordados, abandono de personas y entorpecimiento de los servicios públicos, refirió Economía.

Massa describió en el Palacio de Hacienda que “la semana pasada se ha procedido a efectuar la denuncia penal, y en paralelo, la petición al juzgado de la prohibición de salida del país de aquellos que llevan adelante la dirección de la compañía”.

El ministro de Economía puntualizó que “la medida de intervención reviste un carácter transitorio y excepcional y es el resultado de las deficitarias acciones de Edesur en cuanto al cumplimiento del servicio”.

El funcionario indicó además que “hemos tomado la decisión de ejecutar los 2.700 millones de pesos de sentencia que implican un mecanismo de devolución por parte de la empresa a todos los usuarios del servicio de las multas que el Estado le aplicara, y tienen como objeto central la devolución del servicio no prestado por parte de la empresa”.

Massa hizo especial hincapié en “dejar en claro que no se afecta a la nuda propiedad de los accionistas; que no se afecta al contrato de concesión, pero que el Estado va a llevar adelante, a través de la intervención, la fiscalización efectiva del cumplimiento del contrato”.

De esta manera, la intervención tendrá a su cargo la supervisión y el control de todos los actos administrativos habituales y de disposición relacionados con la normal prestación del servicio público de distribución en las áreas que le atañen a la compañía Edesur.

A su vez, el interventor deberá elevar al ENRE informes sucesivos y parciales cada diez días (plazo máximo) y confeccionar un informe final a ser presentado a la finalización de su función.

La semana pasada se indicó que un informe de la gestión a cargo de Enel será puesto a consideración de la Comisión Bicameral del Congreso que realiza un seguimiento de la gestión privada de los servicios públicos. La distribución de electricidad fue concesionada por 90 años, de los cuales han transcurrido 30.

La Secretaría de Energía como concedente va a proceder a informar a la Bolsa los cumplimientos y los incumplimientos detectados en Edesur, entendiendo que se trata de una compañía que cotiza en el ámbito internacional.

Economía describió que “en las próximas horas, el ingeniero Ferraresi, el titular del ENRE, Walter Martello y la secretaria de Energía, seguirán comunicando cada una de las medidas, además de presentarse físicamente en la empresa para poner en marcha la intervención”.

Tanto la Ciudad Autónoma de Buenos Aires como la provincia de Buenos Aires serán invitadas a designar sus respectivos representantes para integrar y acompañar este proceso, informó Economía.

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Con foco en el litio, el gas y minerales críticos, Royón y Turk analizaron la transición energética

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, y el Vicesecretario de Energía de los Estados Unidos, David Turk, destacaron “la importancia estratégica del desarrollo de la cadena de valor del litio en la Argentina, para que la región y el mundo puedan avanzar en su transición energética”. Con este fin, “exploraron modalidades para que la Argentina y los Estados Unidos colaboren en cadenas de suministro de minerales críticos, sostenibles y responsables”.

La cita corresponde a un comunicado conjunto emitido luego de una reunión que estos funcionarios mantuvieron en Buenos Aires el viernes 17/3 con la participación del embajador estadounidense Mark Stanley. Si bien el título del comunicado indicó que “recorrieron el Centro Atómico Ezeiza”, el texto no hace referencias al respecto.

La Secretaria Royón y el Vicesecretario Turk se reunieron “para conversar sobre el estado actual de la cooperación en materia de energía entre los Estados Unidos y la Argentina, y las oportunidades para ampliar la labor conjunta de larga data en áreas de interés mutuo”, puntualiza el texto formal.

El gobierno de los Estados Unidos viene promoviendo encuentros con su similar argentino en los que ha destacado su interés en promover inversiones de empresas norteamericanas para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (en particular del gas) y minerales, en particular del litio, en Argentina. Ello, en un contexto de disputa con otras potencias económicas, en particular con China, para abastecerse de estos recursos.

De hecho, han habido declaraciones de altos funcionarios militares de los EE.UU haciendo especial hincapié en su interés de acceder a las importantes reservas de litio existentes en la región compartida por Argentina, Chile y Bolivia, lo cual está por verse.

El comunicado agrega que las partes “reforzaron su compromiso bilateral de UU. continuar trabajando conjuntamente en la aceleración de la transición hacia energías limpias, especialmente en el sector eléctrico, como un pilar clave para mejorar la seguridad energética de ambos países y abordar el cambio climático en consonancia con los objetivos globales del Acuerdo de París”.

“La transición energética de los Estados Unidos y de la República Argentina se basa en el objetivo común de aumentar el acceso a fuentes de generación de energía limpias, seguras y asequibles, que creen millones de empleos bien remunerados, y mejoren la prosperidad económica de ambos países”, se puntualizó.

Muy medido, el texto agrega que “el Vicesecretario Turk y la Secretaria Royón dialogaron sobre cómo los dos países pueden aprovechar su experiencia técnica para construir infraestructura energética de energía limpia y cadenas de suministro con socios confiables, en particular, para continuar ampliando a escala las tecnologías de cero emisiones netas de carbono que utilizan hidrógeno y litio”.

La Republica Argentina reiteró “el rol que desempeña el Gas Natural en su transición energética justa. Ambas partes coincidieron en la creciente importancia en la planificación y la orientación estratégica del desarrollo energético y la integración de sistemas de energías renovables, incluidas la estabilización, la flexibilización y la ampliación de los sistemas de transmisión de electricidad”.

Turk señaló que el Departamento de Energía celebrará la segunda Cumbre del Hidrógeno de las Américas los días 2 y 3 de octubre en Washington, D.C., y la Secretaria Royón aceptó la invitación para participar. “La Argentina es un socio importante en el desarrollo del hidrógeno y la cooperación regional en esta área”, se indicó.

El Vicesecretario Turk y la Secretaria Royon “conversaron sobre cómo profundizar la colaboración a través de la Iniciativa Net Zero World (NZW), uno de cuyos países fundadores es la Argentina”.

La iniciativa, que fue lanzada en la COP 26 celebrada en Glasgow, pondrá recursos técnicos del gobierno de los EE. UU. a disposición de la Argentina para lograr el objetivo de “construir un sistema energético con cero emisiones netas, que además sea resiliente e inclusivo”, señala el comunicado.

Y se describió que “la colaboración se centrará inicialmente en el análisis de las vías disponibles a nivel de todo el sector energético para detectar oportunidades de modernización que atraigan inversiones y creen oportunidades de trabajo para la población de la Argentina, como también estudios de prefactibilidad y opciones para reducir el costo de la electricidad que abonan los consumidores a través de medidas de eficiencia energética”.

Turk y Royón anunciaron que, a principios de abril, se reunirán en Buenos Aires y La Pampa equipos técnicos de los Estados Unidos y la Argentina para continuar con este trabajo.

Además, “acordaron trabajar juntos para lograr el éxito de la reunión ministerial del G20 sobre energía, que se celebrará en julio en Goa, y para apoyar la presidencia india del G20”, señala el texto.

Turk y Royón “reconocieron la importancia de descarbonizar el sector del gas natural, reducir las fugas y la quema de metano, aumentar los esfuerzos para desarrollar y desplegar tecnologías de reducción para los sistemas de gas y, en ese sentido, de colaborar con la industria a medida que buscamos diversificar el suministro global”.

El conflicto político y militar entre Rusia y Ucrania, con la OTAN de trasfondo, derivó en un creciente rol de los Estados Unidos como productor y proveedor de Gas Natural Licuado a Europa, hasta ahora muy dependiente del gas natural ruso. Con foco en las exportaciones, la Argentina tiene en cartera importantes proyectos para la producción propia de GNL aprovechando los recursos de Vaca Muerta.

En la reunión bilateral, se abordó “la importante cuestión de cómo los Estados Unidos y la República Argentina podrían profundizar la colaboración en materia de energía para incentivar y ampliar a escala el desarrollo de energía limpia en ambos países, y en todo el continente americano”, señaló el comunicado.

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YPF Luz ejerce su derecho de compra preferente de Inversora Dock Sud (en manos de Enel)

El Directorio de YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) resolvió en su reunión (del viernes 17 de marzo) que la Sociedad ejerza su derecho de compra preferente de la totalidad de las acciones que Enel Americas S.A., como vendedora, posee en Inversora Dock Sud S.A., sociedad controlante de Central Dock Sud S.A.

Al respecto, el Directorio de YPF dispuso “formular a Enel Argentina S.A. una oferta de compra por la totalidad de las acciones” que dicha empresa posee en Central (térmica) Dock Sud S.A., sujeto a que los restantes accionistas de ésta usina no ejerzan los derechos preferentes que pudieran tener”.

“La decisión de ejercer la compra preferente de Inversora Dock Sud permitirá a YPF Luz asumir el control de Central Dock Sud, una de las centrales más eficientes del AMBA, cuya contribución es fundamental para abastecer la zona de mayor demanda energética del país”, se puntualizó.

YPF Luz comunicó que “esta decisión está alineada con uno de los objetivos estratégicos de contribuir al abastecimiento de energía eléctrica eficiente y confiable, a través de activos de generación que utilicen gas natural, el combustible convencional más apto para avanzar en la transición de la matriz energética”.

Central Dock Sud cuenta actualmente con una capacidad instalada de 926 MW, que corresponden a un ciclo combinado de 856 MW y dos turbinas de gas que alcanzan 70 MW. La Central genera anualmente 5.700 GWh, que equivale a la energía necesaria para abastecer 1,6 millones de hogares.

La Compañía comunicó este Hecho Relevante de ejercer su derecho de compra preferente a la Comisión Nacional de Valores (CNV), al Mercado Abierto Electrónico S.A.(MAE) y a Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

En una nota firmada por el apoderado Carlos D. Ariosa, YPF Luz señaló que “tenemos el agrado de dirigirnos a Uds. en nombre y representación de YPF Energía Eléctrica S.A. (indistintamente “YPF LUZ” o la “Sociedad”) en cumplimiento de la normativa vigente, a fin de informar que el Directorio de la Sociedad, en la reunión celebrada en el día de la fecha, resolvió: (i) que YPF LUZ ejerza su derecho de compra, preferente de la totalidad de las acciones que Enel Americas S.A., como vendedora, posee en Inversora Dock Sud S.A., sociedad controlante de Central Dock Sud S.A.; y (ii) que formule a Enel Argentina S.A. (juntamente con Enel Americas S.A., las “Vendedoras”) una oferta de compra por la totalidad de las acciones que Enel Argentina S.A. posee en Central Dock Sud S.A., sujeto a que los restantes accionistas de ésta última no ejerzan los derechos preferentes que pudieran tener”.

“A ese fin, la Sociedad ha procedido a notificar a las Vendedoras en tal sentido”, se indicó.

Enel comunicó el año pasado su decisión de desprenderse de sus activos energéticos en la Argentina. Hace un par de semanas concretó la venta de sus acciones en la Central térmica Costanera al grupo empresario propietario de Central Puerto.

Ahora, la decisión de YPF Luz evitará que el mismo propietario de Central Puerto acceda a Central Dock Sud, y de hecho resultara controlante de todo el sistema de generación térmica del AMBA.

En tanto, Enel sigue procurando vender sus activos en la distribuidora Edesur. Pero por estos días mantiene una controversia con la Secretaría de Energía de la Nación, que audita la empresa a través del ENRE, y presentó una denuncia penal contra el Directorio de la Compañía por el deficiente servicio (reiterados cortes del suministro domiciliario). Está considerando la caducidad del contrato de concesión, y pondrá un informe en manos de la Comisión bicameral específica del Congreso Nacional.

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Kicillof-Pablo Gonzalez: producción de GNL

El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, se reunió con el presidente de YPF Pablo González para evaluar los avances del proyecto de producción de gas natural licuado (GNL) que la empresa lleva adelante junto con la firma Petronas.

El proyecto integral comprende desde la extracción de gas en Vaca Muerta, su transporte por un gasoducto de 620 kilómetros hasta la terminal de procesamiento y su industrialización.

La primera planta productora de GNL del país estará ubicada en Bahía Blanca y, en una segunda etapa, logrará una capacidad final de producción de 25 millones de toneladas al año. El desarrollo permitirá a la Argentina convertirse en un exportador de gas a todo el mundo, se destacó .

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CEOs y políticos debatieron en Neuquén sobre Vaca Muerta como política de Estado

Los CEOs de YPF, Tecpetrol, Vista y Excelerate Energy disertaron en Neuquén acerca de la necesidad de generar consensos en torno a iniciativas que permitan seguir desarrollando los recursos hidrocarburíferos alojados en la formación Vaca Muerta. Lo hicieron en el marco del ciclo Diagonales, organizado por Fundar, junto al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez. También participó el diputado nacional y precandidato a Presidente Facundo Manes (UCR).

Ocurrió el jueves 16 y se trata de una serie de conversaciones entre referentes técnicos, empresariales y políticos de distintas fuerzas acerca de temas estructurales del desarrollo de la Argentina.

El evento, organizado por Fundar, se realizó en el hotel Magic Casino de la ciudad de Neuquén, a pocos kilómetros de donde se encuentra la principal reserva de recursos hidrocarburíferos del país.

En el primer panel se abordó el boom del petróleo no convencional y el rol del gas como combustible de transición con la presencia de Gabriela Aguilar (Gerenta general en Argentina de Excelerate Energy y Vicepresidenta para Sudamérica), Juan Garoby (Cofundador y Director de Operaciones de Vista), Pablo Iuliano (CEO de YPF), Ricardo Markous (CEO de Tecpetrol) y Alejandro Monteiro (Ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén).

En tanto, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y el diputado nacional de Juntos por el Cambio y precandidato presidencial Facundo Manes discutieron acerca de la necesidad de políticas de largo plazo para el desarrollo de Vaca Muerta, en un panel moderado por el presidente de Fundar, Sebastián Ceria.

Argentina tiene una oportunidad única gracias a los recursos de hidrocarburos de Vaca Muerta. No solo por el enorme potencial exportador, sino también por la capacidad de abastecer la demanda interna de petróleo por un siglo y la de gas natural por dos, se destacó.

Al respecto, el gobernador Gutierrez señaló que “Neuquén exportó por 2.400 millones de dólares y pasó a ser la cuarta provincia exportadora. Por el desarrollo de Vaca Muerta el país no se fracturó y evitamos la importación de energía. Este año por sustitución de importaciones el país se ahorra 22 mil millones de dólares”, remarcó.

La producción de petróleo en Neuquén durante enero último fue de 315.340 barriles por día y superó así el récord que había alcanzado en diciembre de 2022, mes en el que se habían producido 308.660 barriles diarios. Según el Ministerio de Energía y Recursos Naturales provincial, se prevé alcanzar los 400.000 barriles diarios a fin de año.

En cuanto al gas, en agosto de 2022 se alcanzó el pico con la producción de 91,59 millones de metros cúbicos por día y se espera que supere los 100 millones/día para este año.

Durante enero y en línea con el crecimiento productivo de Vaca Muerta, la provincia exportó hidrocarburos por 172 millones de dólares: gas por 46 millones de dólares y 1.840.000 barriles de petróleo por una suma de 126 millones de dólares.

“Hacia 2027 proyectamos que Neuquén va a exportar 1 millón de barriles de petróleo por día y 150 millones de metros cúbicos diarios”, agregó Gutiérrez.

“El sector del petróleo y gas es el único sector que le puede posibilitar dar un salto a la Argentina y le permita exportar energía al mundo de manera sustentable. Hoy estamos exportando cerca de 100 mil barriles, cada barril adicional que producimos tiene destino de exportación en un mundo globalizado que está muy ávido de energía y de energía de baja huella de carbono ”, dijo el CEO de YPF, Pablo Iuliano.

Para poder exportar a mayor escala, Juan Garoby, cofundador de Vista, afirmó que es necesario “desarrollar una vía de evacuación alternativa a Bahía Blanca para que entren barcos de mayor calado, bajar los costos logísticos y poder acceder al mercado asiático.

Luego agregó: “Argentina tiene una regulación pensada para la escasez y no para la abundancia. Nos transformamos en una potencia y hay que salir de la visión de ‘trabar para asegurar el abastecimiento interno’. Con el autoabastecimiento asegurado hay que cambiar la mentalidad y agilizar todo para mejorar la exportación”.

De acuerdo a un informe que elaboró Fundar junto con IDEA, el desarrollo del 50% de los recursos gasíferos de Vaca Muerta durante las próximas tres décadas implicaría un nivel de exportaciones por unos U$S 27.000 millones anuales. No obstante, el documento analiza los aspectos esenciales para establecer un marco regulatorio a fin de exportar Gas Natural Licuado aprovechando al máximo el contexto y la ventana de oportunidad que se le presenta a la Argentina por la coyuntura global.

Según el estudio, realizado por el director ejecutivo de IDEA, Daniel González, el director del Área de Economía de Fundar, Guido Zack, y el investigador asociado de Fundar Nicolás Arceo, para aprovechar el potencial de Vaca Muerta es necesario una ley que defina con claridad los requisitos para desarrollar la producción de gas natural y la exportación de GNL: garantizar la estabilidad fiscal, la libre disponibilidad de divisas y la estabilidad regulatoria.

El diputado Manes pidió “actualizar” el marco regulatorio porque “fue hecho para otro contexto, cuando no éramos un país tan exportador sino más interesado en el mercado interno”. “Vaca Muerta es un ejemplo concreto que la política argentina debe tomar. Argentina necesita confianza, política a largo plazo y necesita mayor productividad. Estamos en un momento clave donde el mundo requiere energía, pero el problema argentino es político”, señaló.

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Se activó la denuncia penal contra Edesur

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad presentó la denuncia penal contra el Directorio de Edesur por “defraudación, abandono de persona y entorpecimiento de los servicios públicos” que había sido instruída por la Secretaría de Energía a la Intervención en el ENRE. El gobierno considera incluso la caída de la concesión ahora en manos de Enel.

La presentación es consecuencia de los reiterados cortes de luz en el área a su cargo (sur del AMBA), situación agravada por las prolongadas olas de calor.

El interventor Walter Martello comunicó por Twitter “He presentado en sede judicial una denuncia penal contra las autoridades de la empresa Edesur S.A. por la presunta comisión de los delitos que detallo a continuación: -Defraudación por desbaratamiento de los derechos acordados (Art. 173, inc. 11, del C.P). -Abandono de personas (Art. 106 del C.P). -Entorpecimiento de los servicios públicos (Art. 194 del C.P). La misma se encuentra a sorteo a fin de asignar juzgado y fiscalía interviniente”, señaló.

El ENRE dencaró en febrero una auditoría técnica y esta semana confirmó que dentro de los próximos 90 días elevará al Congreso de la Nación el informe con las conclusiones para su consideración.

“La auditoría considera la gestión operativa de la distribuidora que ha derivado en la falta de atención en tiempo y forma de los reclamos de los usuarios, y en la reposición del servicio, incumplimientos estos que, más allá de los indicadores globales e individuales de calidad, denotan cuestiones subyacentes que pueden afectar la continuidad de la concesión”, comunicó Martello.

En el Congreso la bicameral de seguimiento de las concesiones de los servicios públicos deberá considerar si corresponde dar por terminada la concesión.

“El informe final va a dejar todos los parámetros por las fallas en la calidad del servicio para que quienes tienen la responsabilidad de decidir, que en este caso no es el ENRE, tomen las medidas que consideren pertinentes. Nosotros consideramos que 60 años más de concesión, que es lo que le queda a la empresa, no amerita que tengamos está calidad pésima de servicio y pésima de vida”, señaló Martello.

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YPF Luz aporta al programa de becas universitarias de la Fundación YPF

YPF Luz firmó un acuerdo con la Fundación YPF para financiar 10 becas universitarias por un período de 5 años en San Juan y Tucumán, en el marco del programa que lleva adelante la Fundación y por el que ya pasaron más de 650 becarios y becarias.

“Esta contribución está alineada al objetivo de nuestro programa de inversión social de mejorar la educación de nuestras comunidades. La articulación con la Fundación YPF nos permite identificar jóvenes con interés en la energía eléctrica y en las energías renovables y acompañarlos en su camino hacia el mundo profesional”, destacó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

“Además, nuestros colaboradores acompañarán a los estudiantes como mentores, generando vínculos que los acompañarán en su vida profesional”, agregó.

Por su parte Ofelia Cédola, directora de Fundación YPF valoró “la alianza estratégica con YPF Luz, que ratifica el trabajo en conjunto que venimos realizando con nuestro programa de renovables y transición energética y reafirma nuestra idea de que el futuro de la energía está en la sustentabilidad”.

A su vez remarcó la importancia de que “las becas que otorgamos en San Juan y Tucumán están orientadas a carreras que tienen que ver con la energía eléctrica y renovables, de modo que los y las chicas de esas provincias puedan acceder a una formación que les permita trabajar en la industria que se desarrolla en su territorio”.

Las becas de Fundación YPF tienen como fin contribuir a garantizar condiciones igualitarias de acceso a la educación universitaria, por lo que prioriza en su elección a jóvenes con condiciones socioeconómicas desfavorables que se inscriban en carreras afines a la energía, en universidades públicas de Buenos Aires, Chubut, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz,Tierra del Fuego; sumándose este año San Juan y Tucumán.

El programa promueve la igualdad de género y favorece las diversidades, discapacidades y comunidades originarias para aumentar su participación en carreras en las que su representación es minoritaria.

La convocatoria a estudiantes en San Juan y Tucumán busca incentivar el estudio de carreras alineadas a la generación de energía eléctrica y a las energías renovables, con especial énfasis en las ingenierías eléctrica, electromecánica, electrónica, mecánica y química.

Los interesados pueden informarse e inscribirse en https://becas.fundacionypf.org.ar hasta el 31 de marzo.

El apoyo a la educación y la formación en temáticas vinculadas a la generación de energía es un eje en el cual YPF Luz viene trabajando junto a Fundación YPF de manera sostenida.

Acompaña el programa de formación y divulgación en Transición Energética y Energías Renovables de la Fundación, en el que colaboradores de YPF Luz comparten sus conocimientos en los talleres y seminarios destinados a docentes y estudiantes de educación secundaria, técnica y universitaria; y profesionales del sector.

Además, la empresa implementa talleres sobre energía y eficiencia energética en escuelas primarias con contenidos del Programa Vos y la Energía desarrollado por la Fundación.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013.

Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 255 MW.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que
optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.

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Energía pidió al ENRE que denuncie penalmente al Directorio de Edesur

. La Secretaría de Energía de la Nación instruyó al ente regulador ENRE para que hoy jueves denuncie penalmente a todo el directorio de Edesur “por malversación, fraude en perjuicio de la administración pública y abandono de persona”.

Asimismo le exigió al ENRE que eleve el informe sobre el estado de la concesión -del servicio de distribución domiciliaria de electricidad por redes- a la Bicamaeral de Seguimiento de las concesiones de servicios públicos “a fin de que aconseje si corresponde dar por terminada la concesión”.

Edesur tiene a su cargo el suministro domiciliario de electricidad en la zona sur del AMBA, y tal servicio ha sido denunciado en forma reiterada como deficiente por usuarios residenciales, comerciales, y organizaciones defensoras de los usuarios y consumidores.

Ello generó multas millonarias contra la Compañía, y en menor medida también contra Edenor, que les fueron condonadas a fines del año pasado, en un contexto en el cual Economía procuró que las distribuidoras empezaran a saldar sus abultadas deudas con CAMMESA por compras de electricidad impagas. Todo esto con la cuestión tarifaria -insuficiente según las empresas- como trasfondo.

Así las cosas, el mes pasado el ENRE dispuso una auditoría sobre la gestión de la compañía operada por la italiana Enel, al tiempo que calculaba nuevas multas.

En noviembre último Enel anunció que encaraba una desinversión y venta de sus activos en la Argentina en el contexto de una reestructuración de sus negocios globales en el rubro energético.

Enel puso a la venta Edesur. También anunció, y ya concretó, en febrero, la venta de sus acciones en las usinas térmicas Central Costanera y Central Dock Sud al Grupo Central Puerto.

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Kicillof inauguró usina y recorrió el Parque Solar en la Isla Martín García

. El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, recorrió la Isla Martín García en el marco de su 209° aniversario e inauguró una nueva usina eléctrica.

“Esta Isla, que conmemora sus 209 años, se traduce como el bastión de nuestra soberanía provincial y lo celebramos con una inversión histórica en áreas básicas pero indispensables: salud, educación, energía, agua y conectividad”, expresó Kicillof.

Las autoridades visitaron el Parque Fotovoltaico de 5.000 metros cuadrados, que en conjunto con la nueva usina eléctrica, abastecen a la reserva natural de energía renovable durante las 24 horas del día, reduciendo así el consumo de combustibles fósiles.

Con una inversión de $ 1.265.730, la construcción del Parque Solar tuvo como objetivo mejorar la calidad del servicio eléctrico mediante el aprovechamiento de recursos renovables y la aplicación de medidas de eficiencia energética.

El Gobernador remarcó que “la decisión que tomamos fue no sólo poner en marcha un suministro eléctrico permanente sino que fuera amigable y cuidadoso con el ambiente”. “Este Parque Solar, que es uno de los 26 que posee la Provincia, permite el autoabastecimiento y la soberanía energética del territorio”, agregó.

Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, destacó que “este proyecto que llevamos adelante permite generar casi el 40 % de la energía que consumimos, un 30 % a través de baterías y el restante gracias a un generador sustentable”. “Estamos avanzando en el marco de una política de transición hacia la energía renovable y la eficiencia energética, producto de un trabajo articulado que necesita tanto de las áreas de gobierno como de la comunidad”, afirmó.

También se inauguraron las obras de puesta en valor de la Plaza Pública local realizadas a través de la Fundación del Banco Provincia; y se señalizó a la Isla Martín García como sitio de memoria. Además, se inauguraron en el Museo Histórico dos murales del artista bonaerense Alejandro Martín Figueroa sobre Islas Malvinas y Pueblos Originarios; se entregaron maquinarias y herramientas a Guardaparques de la Isla; y se proveyeron tres bibliotecas ambientales con 300 libros cada una.

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Licitan tendido de línea de alta tensión para el interior bonaerense

El subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, detalló aspectos de la licitación próxima de trabajos de tendido eléctrico que beneficiarán a Guaminí, Coronel Suárez, Adolfo Alsina y Saavedra, en el marco de un programa de inversión en el sector “que dará confiabilidad al sistema eléctrico”.

En declaraciones por Radio Provincia, manifestó que se trata de “obras de infraestructura muy grandes que se están haciendo con financiamiento internacional que había dejado de lado el gobierno anterior por U$$ 100 millones”.

Este trabajo vincula la nueva Estación Transformadora Guaminí al sistema de la Estación Transformadora Coronel Suarez, para lo que se construirá una línea aérea tendida sobre estructuras de hormigón de 63 kilómetros de longitud.

El subsecretario advirtió que “las redes de alta tensión son uno de los problemas estructurales que tiene la Provincia”, por lo que, además, antes de fin de mes “abriremos los sobres para las obras de repotenciación del puerto de Quequén y Necochea, y otra para Chivilcoy”. El funcionario destacó que “estas iniciativas van a dar confiabilidad al sistema” y aseguró que “son programas que tienen un plazo de 800 días porque son obras de envergadura y de alto impacto”.

Ghioni aseguró que para adaptar el sistema a los nuevos consumos “somos esclavos de un marco regulatorio que dejó esto en manos de la demanda”. Sin embargo, subrayó que “el plan de obras que tenemos actualmente es de más de U$S 700 millones, y el flujo por el agregado tarifario para pagarlo es de 36 años”, por lo que “el Estado provincial acompaña esas inversiones”.

El Subsecretario afirmó que “se vienen batiendo récords de consumo con 29 mil megas a nivel nacional y eso debe acompañarse con infraestructura” porque “hubo un proceso de desinversión de las empresas que no acompañó el crecimiento y eso se ve reflejado en los cortes que tuvimos estos días”.

El funcionario se refirió al anuncio del gobernador Axel Kicillof respecto de la posibilidad de que la Isla Martín García se abastezca 100 por ciento con energía solar. Ghioni dijo que los proyectos en marcha “mejorarán la calidad del servicio porque había horas donde se restringía”.

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Pampa Energía lanza campaña “De productor a productor”

Pampa Energía lanza su campaña “De Productor a Productor” por tercer año consecutivo. Se trata de su modalidad de comercialización de gas que elimina los costos de intermediación y busca llegar de manera directa a industrias bajo la modalidad de “productor a productor”.

Así, Pampa reafirma su compromiso con el desarrollo del país y posibilita un canal directo a los clientes. Además, esta modalidad cuenta con garantía de suministro y con un equipo comercial de vasta experiencia que brindará soporte y resolverá los requerimientos particulares de cada cliente, destacó la Compañía.

El director de Comercialización de Gas y Petróleo de Pampa, Santiago Patrón Costas, expresó: “De Productor a Productor nos permite llegar de una manera más directa y sin costos de intermediación a industrias y grandes consumidores. Es una iniciativa que tuvo un gran resultado tanto en 2021 como en 2022 y que nos permite asegurar el abastecimiento a clientes que tienen al gas como un recurso esencial para sus cadenas productivas”.

Actualmente Pampa Energía es la tercera productora de gas de la cuenca neuquina y la quinta de Argentina. Con una inversión de U$S 1.100 millones entre 2021 y 2023, la producción de la compañía logró un crecimiento del 100% con respecto a 2020, y se consolidó como la de mayor crecimiento en el marco del Plan Gas.Ar.

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Shell movió precios de naftas y gasoils 3,8 % promedio. YPF y AXION también lo harán, y concluye el acuerdo con Economía

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, comunicó que ajustó los precios de sus combustibles a partir de las 0:00 hora del miercoles 15 de marzo en el 3,8 por ciento promedio, y en las próximas horas las otras principales marcas refinadoras y comercializaoras de naftas y gasoils (YPF, AXION) también ajustaran precios en un porcentaje promedio igual.

Los nuevos precios de referencia en estaciones de servicio de la marca Shell en la Ciudad de Buenos Aires son: $ 179,9 por litro de nafta súper; $ 228,3 para la nafta V-Power (premium); $ 202,7 para el diesel común (Evolux), y $ 271,9 para el diesel V-Power.

El ministerio de Economía y las petroleras acordaron en noviembre último la aplicación de un sendero de precios en los combustibles líquidos 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.

No obstante esta iniciativa, que las compañías petroleras cumplieron, lo ocurrido con otros productos y servicios ligados al consumo masivo provocaron un repunte de la inflación desde diciembre hasta febrero inclusive, cuando el IPC resultó con suba de 6,2 % promedio.

Cabe referir que las empresas con participación en el Downstream local habían convenido tácitamente con el ministerio de Economía que la puesta en vigencia de esta serie de subas de precios ocurriría en la segunda quincena de cada mes.

Shell ha venido sosteniendo desde diciembre a la fecha que “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”.

Las otras compañías también harán sus cálculos comparativos contra la inflación del período comprendido por el acuerdo, y se verá que ocurrirá entonces a partir de abril.

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El ENRE informará al Congreso resultados de la auditoría a Edesur

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) informó que “en virtud de la Resolución ENRE 237/2023, en los próximos 90 días elevará al Honorable Congreso de la Nación y a las autoridades competentes, el informe técnico resultante de la auditoría integral que dispuso la mencionada resolución y que evalúa el desempeño de la prestación del servicio público de distribución eléctrica por la empresa EDESUR S.A, y el grado de cumplimiento de las obligaciones contenidas en el contrato de concesión”.

La auditoría en curso, se indicó, considera “la evaluación operativa y de gestión de la distribuidora que han derivado en la falta de atención en tiempo y forma de los reclamos de los usuarios y en la reposición del servicio, incumplimientos estos que, más allá de los indicadores globales e individuales de calidad, denotan cuestiones subyacentes que pueden afectar la continuidad de la concesión”.

La distribuidora de electricidad por redes domiciliarias en el sur del Area Metropolitana de Buenos Aires, está en proceso de venta de sus activos dispuesta por la accionista y operadora Enel.

La auditoría fue dispuesta por el ENRE hace varias semanas como consecuencia de las deficiencias en la prestación del servicio de suministro y en la atención de los reclamos de los usuarios. Ello, mientras se evalúa una multa a la compañía que sería de al menos 1.000 millones de pesos, según cálculos oficiales preliminares.

Todo esto, antes de los cortes devenidos como consecuencia de la novena y prolongada ola de calor que afecta a gran parte del país.

Martello refirió en declaracioes periodísticas que “Comenzamos un proceso de análisis de 90 días para elevarle a las autoridades competentes un informe técnico para que evalúen las condiciones de la empresa y las eventuales acciones a seguir”. Opinó que es necesario que “la política evalúe qué tiene que hacer con una empresa a la que le quedan 60 años de concesión“.

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Genneia y 360Energy avanzan con la construcción del Parque Solar en la Base Antártica Petrel

La energética Genneia anunció que “ha comenzado la construcción de las bases de hormigón que sostendrán las estructuras del Parque Solar que abastecerá con energía renovable a la Base Petrel, en la Antártida Argentina”, diseñadas para resistir a los vientos fuertes de la zona (+200 km/h), y también el montaje de los primeros paneles fotovoltaicos.

Hacia fines del 2021, dos empresas líderes en la generación de energías limpias como 360Energy y Genneia se unieron con el Comando Conjunto Antártico Argentino con el objetivo de emprender un proyecto pensado por y para la sustentabilidad, se destacó.

El personal del Comando Conjunto Antártico es el encargado del montaje del parque solar con el apoyo y supervisión de los ingenieros de 360Energy y Genneia, previendo que a fines de marzo se inicien los trabajos de conexión eléctrica y posterior conexión con la red que actualmente tiene la Base con grupos electrógenos impulsado por combustibles fósiles.

La Base Petrel es una de las 13 bases argentinas en la Antártida y se encuentra en el archipiélago Joinville, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee, a unos 1.100 kilómetros al sur de Ushuaia.

Esta base está volviendo a ser una base permanente (con presencia humana todo el año) gracias al proyecto de restauración que lleva adelante el Comando Conjunto Antártico, en el cual se enmarca nuestro proyecto de energía renovable, describió Genneia.

Con el objetivo de generar energía limpia para abastecer el consumo de la futura dotación permanente de la Base, futuro polo logístico en la región, el Parque posee una superficie de 800 metros cuadrados y cuenta con 200 paneles fotovoltaicos policristalinos que dotarán a la Base de una potencia próxima a los 50 KW.

Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia puntualizó que “Estamos muy contentos de trabajar junto a 360Energy y el Comando Conjunto Antártico para el desarrollo y construcción del parque solar en la Base Petrel que contribuirá con nuestro compromiso en pos de un cambio positivo en la matriz energética”.

Maximiliano Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy afirmó “Ver que avanza el parque solar en la Base Petrel nos hace sentir orgullosos de como el trabajo mancomunado de empresas privadas y el Estado, en este caso a través del Comando Antártico, tiene resultados concretos y en línea con los valores de sostenibilidad que compartimos”.

Dos empresas líderes en el sector de las energías renovables como Genneia y 360Energy desarrollaron, diseñaron y donaron los componentes del futuro parque solar en Base Petrel comprometiéndose con la misión y trabajando en conjunto con el Comando Antártico para concretar un hito en la generación de las energías renovables de nuestro país.

Acerca de 360Energy
360Energy es una de las empresas de mayor referencia en el sector solar fotovoltaico del país. Desarrolló y opera el primer parque solar de gran escala del país ubicado en la provincia de San Juan, a la vez que ha desarrollado y construido otros 10 parques solares en las provincias de Catamarca, La Rioja y San Juan con una potencia total de más de 200 MWp.

360Energy se perfila como una compañía integrada de energía solar, abarcando desde el desarrollo de proyectos, su construcción, operación y mantenimiento, y pasando por la comercialización de servicios a terceros y venta de energía renovable a privados.

Acerca de Genneia
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18 % de participación en la capacidad instalada 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 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. Actualmente esta construyendo el Parque Eólico La Elbita en Tandil (162 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

Acerca del Comando Conjunto Antártico

La República Argentina ha estado presente físicamente en el territorio antártico desde el año 1904, donde ha desarrollado gran cantidad de trabajos de investigación científicos, ayudas y salvamentos en apoyo a otros países y ha explorado el continente blanco de forma continua y sin descanso, durante todos estos años.

En la actualidad, se encuentran emplazadas dentro del Territorio Antártico Argentino, 7 bases de ocupación permanente (con personal desplegado durante todo el año) y 6 bases de actividad de verano (temporales), entre la que se encuentra la Base Antártica Conjunta Petrel, que a partir del año 2022 pasó a engrosar la lista de bases permanentes.

La Base Antártica Petrel fue fundada el 22 de febrero de 1967, iniciando como base naval de ocupación permanente, hasta el año 1976 que tuvo que replegarse la dotación debido a un incendio que destruyó por completo la casa alojamiento principal.

Desde esa fecha hasta la actualidad, se ha mantenido como base temporal albergando grupos de trabajo de verano y científicos que llevaron adelante tareas de investigación en ese sector de la Península Antártica.

Las instalaciones de la vieja Base Petrel se emplazan sobre una planicie de material pétreo suelto, conocido como Cabo Welchness (63°28´40” latitud sur – 56°13´37” longitud oeste), único sector de la Isla Dundee no cubierta por el Glaciar Rosamaría. Dicha isla es parte del Archipiélago Joinville, ubicado al noreste de la Península Antártica.

A inicios del año 2000 se retomaron los estudios tendientes a la reactivación de la base como centro logístico, tomándose la decisión de avanzar en ellos durante el año 2020.
En la Campaña Antártica 2021/2022 la base Petrel, luego de casi 44 años como base de verano, pasó a ser permanente iniciándose las tareas para su reactivación y transformación integral.

La remodelación de la base, está orientada a:

El desarrollo de un nodo científico integrado con laboratorios multidisciplinarios de investigación, ciencia y tecnología, que permita la estadía y el tránsito de científicos, junto con la recepción, almacenamiento, análisis y despacho de muestras.

Un nodo logístico que permita lograr una estrecha vinculación entre los medios logísticos aéreos y marítimos a través de su futuro muelle y pistas de aterrizaje, con el fin de optimizar el apoyo a la Investigación Científica en el Territorio Antártico Argentino mediante una eficiente Actividad Logística Antártica Argentina (ALAA), el Sistema de Búsqueda y Rescate (SAR).

Reorientar el empleo de los recursos aplicados por nuestro país a apoyo a la actividad científica del Programa Antártico Argentino, sin necesidad de incrementarlos, proporcionando una mayor flexibilidad en los apoyos logísticos prestados y un mejor enlace entre nuestro país y la Antártida.

Apoyar con las capacidades científicas y logísticas remanentes, actividades de cooperación internacional con otros programas antárticos.

Aprovechar las facilidades de acceso de base Petrel de medios aéreos y navales para centralizar a través de ella, las actividades de búsqueda, salvamento y evacuaciones sanitarias hacia el continente americano.

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Bancos arrastran al crudo

Los precios del petróleo Brent de referencia en Europa, se hundieron 4,5% hasta los US$ 79 por barril, impulsados por la crisis bancaria desatada en Estados Unidos.

Al mediodía de ayer, el crudo para entrega en mayo caía 4,48% hasta US$ 79,12 el barril, minutos antes se situó por debajo de los 79 dólares, por primera vez desde el 10 de enero. Varios medios atribuyen el desplome del Brent a la quiebra de los dos bancos estadounidenses Silicon Valley bank y Signature Bank en menos de una semana.

El Silicon Valley Bank quebró el 10 de marzo, lo que supuso el mayor terremoto bancario en EEUU desde la crisis financiera mundial de 2008. Dos días después colapsó el banco Signature Bank, vinculado a las criptomonedas.

El 13 de marzo las principales bolsas europeas se desplomaron pese a las medidas de Estados Unidos para sofocar el ‘incendio’ bancario.

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Preparan medidas para sostener actividad petrolera en la CGSJ

Las empresas productoras de hidrocarburos en cuencas convencionales, en particular en la provincia de Chubut (Golfo San Jorge), y las empresas de Operaciones Especiales, fueron citadas para el miercoles 15 de marzo en el ministerio de Economía para analizar que medidas se necesitan para sostener el nivel de actividad en dichos reservorios, que estan quedando relegados por el auge de inversiones en la producción No Convencional en Vaca Muerta, Cuenca Neuquina.

El dirigente chubutense del gremio de petroleros de base, Jorge “Loma” Avila, y su similar de los petroleros jerárquicos, José Lludgar, vienen realizando intensas gestiones para preservar la actividad hidrocarburífera convencional, sostener fuentes de trabajo y salarios en una actividad que es económica y socialmente primordial en la región.

‘Loma’ confirmó que “para el miércoles próximo (15 de marzo) se está citando a todas las Operadoras y a las empresas proveedoras de servicios especiales para avanzar hacia un acuerdo en base a ver qué herramientas se necesitan para empezar a traer equipos a la provincia de Chubut. Si miramos bien, eso va a ser fundamental para lo que será todo este 2023 y comienzos de 2024”.

Ávila participó junto al Tesorero del Gremio, Héctor Millar, el Diputado Provincial Emiliano Mongilardi y su par de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, de una reunión de trabajo con Germán Cervantes, subsecretario de Comercio Exterior del ministerio de Economía, luego de gestiones encaradas por el gobernador Mariano Arcioni.

Las principales gestiones consistieron en procurar la aprobación de los sistemas S.I.R.A. para importación de bienes e insumos críticos; y permitir la importación de Equipos usados, tanto para Torre como para Servicios Especiales, se refirió.

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, valoró las gestiones del Gobernador a los fines de agilizar la consecución de herramientas fundamentales para sostener la inversión en los y yacimientos de la provincia, se explicó.

Con relación a la agenda que lleva adelante el sostenimiento de las inversiones en la Cuenca, Ávila expresó que “luego de la mesa sectorial que comenzó en Comodoro Rivadavia con las Operadoras y el Gobierno provincial, más los planteos en la Casa del Chubut de parte de las empresas de Operaciones Especiales, se pudo avanzar en el Ministerio de Economía de la Nación con solicitudes para que éstas últimas sigan funcionando en la región”.

“Esta propuesta tendría que haber venido de la clase política y no de nosotros los sindicalistas, pero al ver esa falencia y mirando todos los candidatos que tenemos en la mesa empezamos a asustarnos, por no saber quién va a defender a esta Cuenca si la siguen golpeando como hasta ahora”, puntualizó Avila.

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Récord tras récord de demanda eléctrica por la persistente “ola de calor”

La demanda global de potencia del Sistema Interconectado de electricidad SADI registró el lunes 13, a las 15.28 horas un nuevo máximo histórico, con 29.105 MW, superando por 543 MW el récord alcanzado el pasado viernes 10, cuando llegó a los 28.562 MW, informó la Secretaría de Energía en base a los datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, CAMMESA.

Al respecto se describió que, en la Región Gran Buenos Aires, a las 15.25 del mismo lunes la demanda alcanzó un nuevo máximo de 11.217 MW, superando el del pasado viernes de 11.151 MW.

Cabe señalar además que el 11 de marzo también se alcanzó un nuevo récord de demanda de electricidad para días sábado. Fue a las 14,35, con 27.203 MW.

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Europa realiza compras récord de GNL ruso, según la AIE

Los suministros de gas natural licuado (GNL) de Rusia a Europa están batiendo récords, informaron desde la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Esto sucede mientras la propia Comisión Europea insta a los países miembros de la UE a abandonar por completo la adquisición de GNL ruso.

“Los volúmenes de GNL ruso que ingresaron a la Unión Europea (UE) en febrero de 2023 aumentaron a 2.000 millones de metros cúbicos”, afirmó a TradeWinds Greg Molnara, analista de la AIE.
Agrega que Bélgica, Francia y España representaron el 80% de estas importaciones. Y, en este sentido, que el valor de las importaciones rusas de GNL se estima en US$ 1.300 millones

Los datos de los portales de navegación Vesselfinder y Marinetraffic muestran que los gaseros entregaron en enero 2.300 millones de metros cúbicos de GNL ruso a Europa, de los cuales 1.900 millones se quedaron en la región. El volumen entregado es superior al volumen medio mensual de las exportaciones rusas de GNL a la UE, de 1.800 millones de metros cúbicos el 2022.
A pesar de que la UE llama a los países miembros a reducir sus importaciones desde Rusia por completo los envíos siguen llegando.

Europa, que anteriormente se mostraba reacia a celebrar acuerdos de GNL a largo plazo por motivos climáticos y de limitación de emisiones, está desplegando unidades flotantes de regasificación y almacenamiento de gas para recibir GNL suministrado en lugar de gas ruso.
Por ejemplo, el Gobierno alemán promueve activamente la construcción de terminales receptoras de importaciones de GNL. Consisten principalmente en buques e infraestructuras en tierra y pueden ponerse en funcionamiento más rápidamente que las terminales fijas. Está previsto que en 2026 estén en funcionamiento un total de 11 terminales de GNL.
No obstante, el costo de las terminales flotantes de GNL pendientes de construcción en Alemania se triplicó con creces hasta alcanzar los 10.000 millones de euros en diciembre de 2022.
La mayor parte del GNL ruso procede de la empresa conjunta Yamal LNG, que es propiedad mayoritaria de la compañía rusa Novatek, con otras participaciones de la francesa Total, la china CNPC y un fondo estatal chino. Algo menos del 10% de las acciones de Novatek son propiedad de la empresa estatal rusa Gazprom. Además, tiene contratos a largo plazo con la española Naturgy y la francesa TotalEnergies.
Mientras tanto, parte del GNL puede ser revendido a la UE por los clientes asiáticos de Yamal LNG. La ruta de larga distancia, a través de la ciudad belga de Zeebrugge, se utiliza para el suministro de gas cuando faltan rutas marítimas en la Ruta Marítima Septentrional.

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Nuevos récords de demanda de electricidad por la persistente novena ola de calor

El viernes 10 de marzo se registró un nuevo máximo histórico de demanda de
potencia en el SADI para día hábil, que alcanzó los 28.562 MW a las 15.15 (récord anterior 28.283 MW registrado el 06/12/22), informó la compañía mayorista del mercado eléctrico CAMMESA.

Asimismo, el área GBA también superó su máximo anterior con 11.151 MW
registrados a las 15.28 (récord anterior 10.904 MW el 06/03/23).

Estas demandas son atípicas para este periodo, y obeceden a la presencia de un
nuevo evento de ola calor, el 9no de la temporada, que afecta principalmente a la
franja central y norte del país, lo que hace que se superen varios récords de
temperatura y de demanda eléctrica.

Al momento del pico, las regiones más demandantes del SADI fueron GBA con
un 40%, Litoral 14%, Provincia de Buenos Aires 11%, Centro y NOA 9% cada una,
NEA 8% y el resto se demandó en Cuyo, Patagonia y Comahue.

El SADI operó a plena convocatoria con 2.056 MW de reservas rotantes,
cumpliendo con los límites de transporte vigentes y con tensiones en la red de 500
kV en valores normales en todos sus nodos.

Los pronósticos indican la persistencia para los próximos días de muy altas
temperaturas y elevada sensación térmica en los principales centros urbanos del
país, fundamentalmente en la región central y norte, por lo que se recomienda el
uso racional y consciente de la energía eléctrica.

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YPF en N.Y: detalló resultados y plan de inversiones

La energética de mayoría accionaria estatal YPF celebró en la Bolsa de Nueva York los 30 años de cotización en Wall Street. Presentó los resultados del último trimestre de 2022 y su plan de inversiones en el desarrollo y la industrialización de hidrocarburos a mediano y largo plazos. Para el año en curso las inversiones previstas rondarán los 5.000 millones de dólares.

La presentación estuvo encabezada por el presidente de la compañía, Pablo González, acompañado por el CEO, Pablo Iuliano, y otros directivos.

YPF alcanzó el año pasado un resultado positivo de casi U$S 5.000 millones ( 27% superior al 2021). La ganancia neta orilló los 2.200 millones de dólares.

Asimismo, participó (de forma virtual) el ministro de Economía, Sergio Massa, quien anunció el inminente envía al Congreso de la Nación de un proyecto específico para la promoción de la industrialización del gas natural y su conversión a GNL, para satisfacer la demanda interna y para su exportación al mercado internacional. Se trata de un proyecto con especificaciones impositivas y de libre disponibilidad de divisas (parcial) para las empresas inversoras en este rubro.

De hecho, YPF tiene en proyecto el desarrollo de una planta de GNL en sociedad con Petronas sobre la base de una mayor producción del gas natural que ambas compañías explotan en Vaca Muerta (NQN).

Además, Massa anunció que en la próxima Asamblea de Accionistas de YPF el Estado nacional propondrá retomar la distribución de dividendos para consolidar a la compañía en el sistema financiero.

YPF espera duplicar se producción de petróleo e incrementar 30 por ciento la producción de gas en los próximos cinco años (2023-2027).Lew. La compañía proyecta un incremento de producción de petróleo del 8 por ciento y del 3 por ciento en gas en 2023.

En 2022 la empresa registró el mayor crecimiento de su producción de crudo y gas de los últimos 25 años, con un aumento de 7,2 por ciento, principalmente impulsada por sus áreas en Vaca Muerta. También invierte en recuperación terciaria para sostener su producción en yacimientos convencionales en otras cuencas del país, particularmente en la CGSJ.

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Massa y embajador de China ratificaron acuerdos con la mira en inversiones en energía y saneamiento

El Ministro de Economía, Sergio Massa, y el Embajador de la República Popular de China en Argentina, Zhou Xiaoli, coincidieron en “la firme voluntad de ambas naciones para lograr un mayor desarrollo, por medio de proyectos concretos que promuevan el crecimiento económico”. En este sentido, destacaron la relevancia e importancia de los instrumentos bilaterales vigentes, así como también las oportunidades de cooperación en el marco de la Iniciativa de la Franja y la Ruta.

Al respecto, repasaron el estado y el avance de los diferentes proyectos que cuentan con financiamiento chino, entre ellos los del rubro Energía, resaltando la importancia de estas obras para promover el desarrollo local. “Además del reciente avance en las Represas Hidroeléctricas en Santa Cruz (Néstor Kirchner y Jorge Cepernic), se comprometieron a continuar trabajando para avanzar en inversiones vinculadas a la red eléctrica, gasoductos y la red de agua en distintas partes del país, entre otras obras”, describió Economía.

Cabe referir que uno de los principales proyectos que podría contar con financiamiento de capitales chinos es la construcción del segundo tramo del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner. Economía procura llamar a licitación en el segundo semestre del año.

Massa, recibió en el Palacio de Hacienda al embajador Zhou Xiaoli, para repasar la agenda económica/financiera bilateral y fortalecer acuerdos e inversiones entre ambos países.

Al comenzar el encuentro el Embajador propuso al Ministro Massa realizar una visita de trabajo a China hacia fines del primer semestre, con el objetivo de consolidar aún más la cooperación económica y política, se destacó desde Hacienda.

En la reunión de trabajo repasaron los recientes anuncios de inversión de empresas chinas en la Argentina vinculadas a agregar valor en el sector de litio, fabricación de autos eléctricos y fertilizantes.

El Embajador Xiaoli visitó el Ministerio de Economía junto con su ministro consejero Sun Yi y su consejera comercial, Xia Diya, en tanto que el Ministro Massa estuvo acompañado por su asesor en relaciones internacionales, Gustavo Martinez Pandiani.

En materia comercial, se comprometieron a continuar trabajando para profundizar la vinculación financiera, así como también agilizar la apertura de mercados para que más productos de las economías regionales argentinas sean comercializados en China, a fin de lograr una mayor equidad en la balanza comercial, punto en el que el Ministro hizo hincapié, como punto pendiente y central de la agenda bilateral.

Sobre esta cuestión destacaron que la búsqueda de instrumentos financieros es central para fortalecer el intercambio.

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Royón: “Es el último año de compra grande de GNL”

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, reiteró que “este será el último año en el que Argentina haga una compra grande de GNL”, que ya contrató a un precio estimado de 1.800 millones de dólares para completar la disponibilidad de gas en los meses del otoño e invierno (demanda pico).

Será entonces un gasto por importaciones que estará muy por debajo de los más de 4.000 millones del año 2022, y ello se deberá a mejores precios de compra y a un incremento de la oferta local de gas natural producido en Vaca Muerta como consecuencia de la entrada en operaciones del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, en su Etapa I, a mitad de año.

El ministerio de Economía encaró la tarea de procurar el financiamiento necesario para la construcción del Tramo 2 del GPNK, y proyecta licitar las obras en la segunda mitad de este año.

Royón formuló estas declaraciones durante su participación de un panel ministerial en el marco del CERAWeek, un encuentro anual realizado en Houston, con referentes del sector de Brasil, Egipto y Noruega.

Acerca de la transición hacia fuentes de energía renovables, la funcionaria destacó ante el auditorio que “no sólo tenemos gas, sino que Argentina cuenta con un importante desarrollo de energía hidráulica y energía nuclear, como también en energía renovables eólica y solar”.

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WINTERSHALL DEA inicia el primer almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte

Wintershall Dea inicia el primer almacenamiento de CO2 en el Mar del Norte danés como parte del proyecto Greensand del que es miembro líder. Por primera vez en la UE, toda la cadena de valor de la captura y almacenamiento de carbono (CAC) se implementa de manera transfronteriza. La capacidad de almacenamiento estimada de hasta ocho millones de toneladas de CO2 anuales a partir de 2030

La captura y almacenamiento de carbono (CAC) desempeñará un papel clave en la lucha contra el cambio climático en todo el mundo y también en Europa. Dinamarca está liderando este proceso y asumiendo un papel pionero entre los países europeos con el Proyecto Greensand, al haberse iniciado ya el primer almacenamiento de CO2 en
un yacimiento del Mar del Norte danés. “El Proyecto Greensand supone
un salto hacia adelante en el desarrollo de una infraestructura de CAC
a escala europea y, por tanto, para la protección del clima. Estamos
demostrando que es posible transportar y almacenar CO2 de forma
segura y confiable a través de las fronteras nacionales, y que haciéndolo
ya podremos contribuir a un mañana descarbonizado en un futuro
próximo. Junto con nuestros socios, somos pioneros en esta tecnología
que cambia las reglas del juego”,
señaló Mario Mehren, Director General
de Wintershall Dea, en la ceremonia oficial de hoy, por el primer
almacenamiento de CO2 en Esbjerg,

El Proyecto Greensand figura entre los proyectos de CAC más
avanzados de la UE. Por primera vez, toda la cadena de valor de la CAC
(captura, transporte y almacenamiento) se aplicará de forma
transfronteriza. A principios de abril de 2023, las emisiones residuales de
una planta industrial belga, que en conjunto representan hasta 15.000
toneladas de CO2, se almacenarán durante la fase de demostración en
curso. El yacimiento petrolífero agotado de Nini West, en el Mar del
Norte danés, servirá como lugar de almacenamiento del CO2. Para 2025
o 2026, podrían almacenarse 1,5 millones de toneladas de CO2 al año
como parte del Proyecto Greensand. En la fase final de ampliación,
prevista para 2030, los planes prevén almacenar hasta 8 millones de
toneladas de CO2 al año. Esto supone más del 13% de las emisiones
anuales totales de Dinamarca. El objetivo es almacenar sobre todo las
emisiones industriales que no puedan evitarse en el futuro.
“Estoy orgulloso de que nuestro equipo contribuya de manera decisiva
al éxito de este proyecto pionero y, con ello, demuestre que Wintershall
Dea es capaz de desarrollar CAC”,
declaró Hugo Dijkgraaf, miembro del
Directorio Ejecutivo y Chief Technology Officer (CTO) de Wintershall
Dea. “Nuestro éxito se basa en los conocimientos que hemos adquirido
en más de 120 años de producción de gas y petróleo, así como en nuestra
experiencia geológica y de ingeniería. Y pretendemos aprovechar estabase para nuestros otros proyectos de CAC en otros países, tales como
Noruega, los Países Bajos y el Reino Unido.”

Wintershall Dea es uno de los principales miembros del consorcio
Greensand. Además de Wintershall Dea, el proyecto también lo lleva a
cabo INEOS Energy, en calidad de operador. Asimismo, participan otros
más de 20 socios, desde empresas emergentes e institutos
independientes hasta GEUS (Servicio Geológico de Dinamarca y
Groenlandia), institución dependiente del Ministerio danés de Clima,
Energía y Servicios Públicos. El Gobierno danés apoya el proyecto con un
total de 26 millones de euros de financiación pública.

El transporte del CO2 desde Bélgica y Dinamarca ha sido posible gracias
a un acuerdo bilateral que estos dos países firmaron el año pasado.
“Para que el Proyecto Greensand y otros proyectos de CAC en el Mar del
Norte se lleven a cabo con éxito, los responsables políticos deben
establecer el marco normativo adecuado”, señaló Dijkgraaf. “Ya se han
dado los primeros pasos. Ahora necesitamos más acuerdos bilaterales
para vincular las industrias intensivas en emisiones a los depósitos de
CO2 del Mar del Norte”.

Para Wintershall Dea, Greensand es un proyecto pionero de CAC.
Mediante proyectos de CAC e hidrógeno bajo en carbono, la empresa
prevé evitar anualmente hasta 30 millones de toneladas de CO2 a partir
de 2040. Esto representa una parte sustancial de las emisiones
residuales previstas en Alemania para aquel entonces

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YPF Luz alcanzó un EBITDA de US$ 398 millones en 2022

En 2022 la empresa logró un EBITDA de 398 millones de dólares y alcanzó una participación en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de 35% en capacidad instalada y 38% en ventas, gracias a la eficiencia de sus parques renovables.
Se trata de los resultados correspondientes al cuarto trimestrede 2022. Las inversiones anuales alcanzaron los US$ 146 millones, 5,6% superiores a 2021. Los ingresos del año fueron de US$ 484,5 millones, 9,8% superiores a 2021, mientras que el resultado neto alcanzó los US$ 139,4 millones, 114,6% superior al año anterior.

La participación de YPF Luz en la capacidad instalada del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) alcanzó un 35%, aumentando 6,1% respecto a 2021, debido a la entrada en operación del Parque Eólico Cañadón León a partir de diciembre 2021. A su vez, la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzó el 38%, 16,5% superior en 2022, siendo la compañía con mayor participación en el mismo. Esto demuestra la eficiencia de los parques eólicos de YPF Luz respecto de la media del mercado de generación renovable y la confianza de las empresas del mercado industrial argentino en el abastecimiento de nuestra energía.

El factor de carga promedio de los parques renovables de YPF Luz en 2022 fue de 52,7%, destacándose particularmente la eficiencia del Parque Eólico Manantiales Behr, que fue distinguido por CAMMESA por obtener el mayor factor de capacidad del país: 59,8% anual.
En cuanto a los nuevos proyectos, la compañía informó un grado de avance de 86,5% en la construcción del Parque Solar Zonda, de 100MW en la Provincia de San Juan, cuyo inicio de operaciones estima para el segundo trimestre de 2023. Asimismo, confirmó la aprobación de Directorio para el inicio de la obra del Parque Eólico General Levalle, en la Provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155MW y cuyo inicio de operaciones se estima para fines de 2024.

ACERCA DE YPF LUZ

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 255 MW. 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 obtener más información, visite www.ypfluz.com

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YPF Luz alcanzó un EBITDA de U$S 398 M en 2022. Tiene 35% de participación en el MATER

YPF Luz, anunció sus resultados del cuarto trimestre de 2022 señalando que alcanzó un EBITDA (beneficio bruto, antes de impuestos y amorizaciones) de U$S 398 millones en el año, superando en 24% lo registrado en 2021. Las inversiones anuales alcanzaron los 146 millones de dólares, 5,6% superiores a 2021.

Los ingresos del año fueron de U$S 484,5 millones, 9,8% superiores a 2021, mientras que el resultado neto alcanzó los 139,4 millones de dólares, 114,6% superior al del año anterior.

La participación de YPF Luz en la capacidad instalada del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) alcanzó un 35%, aumentando 6,1% respecto a 2021, debido a la entrada en operación del Parque Eólico Cañadón León a partir de diciembre 2021.

A su vez, la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzó el 38%, lo cual es 16,5% superior en 2022, siendo la compañía con mayor participación en ése renglón.

“Esto demuestra la eficiencia de los parques eólicos de YPF Luz respecto de la media del mercado de generación renovable y la confianza de las empresas del mercado industrial argentino en el abastecimiento de nuestra energía”, afirmó la compañía.

El factor de carga promedio de los parques renovables de YPF Luz en 2022 fue de 52,7%, destacándose particularmente la eficiencia del Parque Eólico Manantiales Behr, que fue distinguido por CAMMESA por obtener el mayor factor de capacidad del país: 59,8% anual.

En cuanto a los nuevos proyectos, la compañía informó un grado de avance de 86,5% en la construcción del Parque Solar Zonda, de 100MW en la Provincia de San Juan, cuyo inicio de operaciones se estima para el segundo trimestre de 2023.

Asimismo, la empresa confirmó la aprobación de Directorio para el inicio de la obra del Parque Eólico General Levalle, en la Provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155MW y cuyo inicio de operaciones se estima para fines de 2024.

Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 255 MW.
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YPF y Equinor se preparan para la exploración offshore en Argentina

En el marco de la conferencia anual de energía CeraWeek, en Houston, que reúne a las principales empresas del sector a nivel mundial, el presidente de YPF, Pablo González, y el presidente y CEO de Equinor, Anders Opedal, mantuvieron un encuentro privado, siendo la primera vez que las máximas autoridades de ambas compañías mantienen una reunión a este nivel.

Durante el encuentro, analizaron la evolución de los proyectos que desarrollan en el país, “especialmente destacaron que la plataforma offshore de Argentina es una de las menos exploradas del mundo, y que cuenta con un gran potencial para el crecimiento económico del país”, comunicó YPF.

Equinor opera en 36 países, emplea a más de 21.000 personas y está presente en Argentina desde 2017 a través de su asociación con YPF en Vaca Muerta.

De la reunión también participaron el CEO de YPF, Pablo Iuliano, Jannicke Nilsson, vicepresidenta Ejecutiva de Sustentabilidad, y Philippe Mathieu, vicepresidente de producción y Exploración internacional.

La Secretaría de Energía prorrogó por el plazo de un año, hasta 2025, el permiso de exploración de hidrocarburos a las empresas YPF y Equinor sobre el área CAN-102 (Cuenca Argentina Norte).

Esas concesiones fueron adjudicadas en mayo de 2019 durante la anterior administración nacional, y formaron parte del otorgamiento de permisos de exploración para la búsqueda de petróleo y gas en 18 áreas costa afuera del Mar Argentino.

Con posterioridad, y como consecuencia de la pandemia del COVID, todas las empresas titulares de permisos de exploración en áreas de la cuenca solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio, lo cual fue aceptado por la Secretaría de Energía.

Tanto YPF como Equinor, además, solicitaron una primera extensión de un año del primer periodo exploratorio –el cual vencía en 2023-, que les fue concedido en mayo del año pasado.

Tras ello, una nueva resolución de la S.E. (123/2023) otorga ahora una nueva extensión por un año del primer periodo exploratorio, extendiéndolo así hasta 2025.

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Massa acuerda ante la CAF financiamiento para Argentina

El ministro de Economía, Sergio Massa, se reúne en Chile con el directorio del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), para acordar créditos destinados al financiamiento del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y obras complementarias. (También a un programa para acceso a derechos de las personas con discapacidad, entre otros proyectos).

Se trata del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte y obras complementarias al GPNK, que permitirá avanzar con la segunda etapa de construcción del gasoducto e iniciar con las exportaciones tanto a Chile como a Brasil desde el norte del país.

Asimismo, avanzará en el financiamiento de un Programa para la Promoción del Modelo Social de la Discapacidad y el Acceso a Derechos de las Personas con Discapacidad (ANDIS).

Massa viajó acompañado del secretario de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales del Ministerio de Economía y director del Indec, Marco Lavagna, el presidente de Enarsa, Agustín Gerez y su asesor en relaciones internacionales, Gustavo Martinez Pandiani.

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YPFB construirá la planta de Biodiesel II invirtiendo cerca de US$ 40 millones

YPFB construirá la Planta de Biodiesel II y Derivados “Héroes de Senkata” en El Alto, con una inversión de aproximadamente $us40 millones.

“Hoy damos un salto cualitativo en El Alto, ponemos la piedra fundamental para esta Planta de Biodiésel y Derivados ‘Héroes de Senkata’ en homenaje a ese pueblo luchador. Aquí en la ciudad de El Alto dio origen a la agenda de octubre donde estaba la nacionalización de los hidrocarburos, la asamblea constituyente (…). Estamos cumpliendo con lo que habíamos prometido el 2020, industrializar el país y esta es una muestra palpable”, afirmo el presidente Luis Arce Catacora.

Al respecto, el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz, dijo que el lanzamiento de este proyecto es un reconocimiento a quienes ofrendaron su vida por la defensa de nuestros recursos naturales, por la democracia y por la visión nacionalista que hay en este municipio. “Este proyecto se encaminó por instrucción del Presidente para materializar la sustitución de importaciones y avanzar en una auténtica transición energética, reducir el uso de combustibles fósiles y reemplazarlos por energías amigables con el medio ambiente”, agregó.

LA PLANTA

La planta tendrá capacidad para producir 1.500 barriles por día de biodiesel, lo que permitirá reducir las importaciones de diésel, la subvención a este combustible, generará 500 empleos directos, 864 empleos indirectos y evitará la salida de divisas. La ejecución de la obra estará a cargo de YPFB Refinación y el inicio de operaciones se prevé a fines de 2024.
En el departamento de Santa Cruz, ya se implementa la Planta de Biodiesel I y se proyecta la producción del primer barril ecológico este año.

Estos proyectos se enmarcan en la Ley N° 1407, del 9 de noviembre de 2021, que tiene por objeto aprobar el Plan de Desarrollo Económico y Social (PDES). 2021-2025 “Reconstruyendo la Economía para Vivir Bien, hacia la Industrialización con Sustitución de Importaciones”,.

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Ejecutivo de Chevron asegura que las sanciones a Rusia, promueven cambios duraderos en el mercado

Las sanciones contra el gas y el petróleo rusos alteraron los mercados mundiales e interrumpieron el suministro de Rusia, sostuvo Michael Wieth, director ejecutivo de Chevron durante su disertación en la conferencia Ceraweek que tuvo lugar en Texas.

Según consignó Reuters, Wirth estima que el mercado global del gas natural cambió más radicalmente que el del crudo. Sin embargo, los hidrocarburos y derivados rusos aún ingresan al mercado, pero a diferentes precios, ya que los barcos ahora deben entregarlos atravesando extensas distancias hasta llegar a países que no han impuesto sanciones. 

También dijo  Wirth que las explosiones en los gasoductos Nord Stream, en septiembre de 2022, dan cuenta que los cambios en el sector serán duraderos. 
Las sanciones occidentales incluyen el embargo de la Unión Europea a los suministros marítimos rusos de crudo y productos derivados que están en vigor desde el 5 de diciembre de 2022 y el 5 de febrero de 2023, respectivamente. Asimismo, el tope al precio de petróleo fijado por la UE, el G7 y Australia es 60 dólares por barril.
Además, Bruselas, junto con el G7 y Australia, establecieron un límite de 45 dólares por barril para los productos que se venden con descuento respecto al crudo (como el fueloil), mientras la tarifa por barril para artículos petrolíferos que se venden con sobreprecio en relación al crudo (diésel, queroseno y gasolina), se ha fijado en 100 dólares. 
Por su parte, Moscú prohibió cualquier entrega de crudo bajo el esquema del tope al precio. Sin embargo, el decreto firmado por el presidente Vladímir Putin prevé que los suministros puedan  ser autorizados bajo un permiso especial del mandatario.

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Arribaron transformadores para la Central Aña Cuá

En el proceso de montaje de la central hidroeléctrica Aña Cuá (complementaria de Yacyretá)arribaron 4 transformadores de potencia y accesorios, componentes electromecánicos para las obras de maquinización.

Fueron fabricados en Croacia y forman parte de la provisión electromecánica a cargo del Consorcio Siemens-Rieder, informó la EBY. Luego de 10 días de recorrido desde el puerto de Buenos Aires, la monumental carga arribó a la zona en la que se desarrollan las obras.

El gerente de Aña Cuá, Darío Jara, destacó que “estamos muy contentos de recibir el primer equipamiento electromecánico de gran porte, que llega a Aña Cuá, es uno de los equipos más grandes antes de las turbinas’’.

La consejera Ana Almirón aseguró que ‘’estamos recibiendo 4 transformadores de potencia que permitirán generar mayor energía y tener mayor potencia en la conexión con la Hidroeléctrica Yacyretá’’.

Cada unidad tiene un peso de 70 toneladas y considerando la totalidad de sus componentes el embarque total es de 350 toneladas. Estos transformadores permitirán elevar la tensión de 13,2 kV a 500 kV permitiendo la interconexión eléctrica entre la nueva central que se construye en Aña Cuá y la Central Yacyretá.

La llegada de este equipamiento permite que el cronograma de la obra avance dentro de los plazos estipulados para la construcción. Las tres turbinas de la nueva Central permitirán incrementar la generación de energía del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá en un 10 % aportando 270 Megavatios de potencia instalada.

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Anuncian paro de petroleros en la CGSJ

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Avila, confirmó que los trabajadores petroleros pararán el 22 de marzo “en defensa de la Cuenca”. La medida de fuerza será de carácter general (con otros gremios), y advirtió que “si se rompe la paz social, no va a ser por culpa nuestra”.

El anunció fue realizado luego de una Asamblea convocada en el acceso al yacimiento El Tordillo que opera Tecpetrol, acompañado por miembros de Comisión Directiva y del Cuerpo de Delegados del gremio debido a que unos 150 Trabajadores por Equipo quedarían sin actividad.

“Esta Asamblea es una forma de demostrar la cantidad de Trabajadores que tiene este Yacimiento, que ya se achicó en 2016 con 500 despidos en un solo día, y hoy es una base que debe tener 500 compañeros y la quieren seguir achicando, y ahí es cuando empiezan las preocupaciones”, señaló Avila.

“Esto es una muestra, que las Operadoras grandes cada vez se van quedando con menos trabajadores y cuando nos demos cuenta va a pasar lo que alguna vez hicieron otras operadoras abandonando los yacimientos, entregándoselos así a la provincia”, señaló.

El dirigente sindical explicó que “nosotros expondremos nuestra situación en los términos legales que tenemos que hacerlo, y hemos logrado una reunión con el Viceministro de Trabajo a nivel nacional, que es importante para nosotros para armar una carpeta para cuando nos reciba (el ministro de Economía) Sergio Massa, en una reunión que está armando (el gobernador) Mariano Arcioni” (en procura de medidas para mantener operaciones en la Cuenca).

Avila describió que “la empresa no anunció bajar los Equipos. Lo que dijo es que va a paralizar las Operaciones por 90 días”.”Venimos de dos años de pandemia, el año de despidos donde casi se funde San Antonio, la gente pasó muchas miserias, y hoy que tenía la oportunidad de recuperarse salarialmente, se encuentra con este parate y la empresa va a despedir a todos los trabajadores contratados que tiene”, analizó.

El gremialista sostuvo que “el paro se convocó para el 22 de marzo y hoy lo ratificamos. Llevamos 90 días de conversar con todo el mundo de esto y estamos pidiendo otras reuniones con las Operadoras buscando arreglar esta situación”.

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Energía 2022: evolución positiva, pero con alertas

Monitor de Actividad Energética del mes de enero 2023, elaborado por la Universidad de La Matanza

Análisis de los  precios del petróleo y del gas 

En el último mes del año, el precio del crudo Brent cotizó en 80.9 US$ por barril, brindando una pronunciada baja respecto a los 90 dólares del mes anterior, y permitiendo obtener un promedio anual de 100.8 dólares, con lo que puede apreciarse una alta volatilidad (desvío estándar superior al 13%) durante el 2022. 

Esta baja afectó, en una proporción bastante menor, los precios de los crudos locales y de exportación. Estos últimos, según la fórmula, se siguen manteniendo por encima del precio Brent, con lo que aumento de la producción mediante, han mejorado las nanzas de las empresas operadoras y de las provincias que cobran regalías petroleras Gráfico 1. 

La volatilidad observada en el caso del crudo es mínima en relación a la del GNL, donde los contratos a término crecieron en relación a los cierres del mercado spot, cuyos precios se dispararon como consecuencia de la invasión rusa a Ucrania. De hecho, Argentina pagó precios de importación del orden de los 40 dólares el MMBTU en los meses de mayo y junio. Precios que terminaron bajando por debajo de los 12 dólares en octubre, que es un dato más bien testimonial, ya que la importación de GNL se extiende hasta el mes de agosto.  En el caso del gas de Bolivia, cuyo flujo es ininterrumpible, el precio ha venido subiendo por el efecto del rezago en la fórmula de ajuste. En el caso de los precios locales, los promedios de cuenca se mantienen en el orden de los 3.20 dólares el MMBTU. Es decir que lejos de la des dolarización, los precios locales promedio están cerca de un 20% en dólares por encima del valor del mismo período del 2021 Gráfico 2 . 

Análisis de precio de paridad de importación (PPI) de combustibles

Por su parte los precios de los combustibles líquidos referenciados al Golfo continuaron su tendencia alcista, lo que determinó un aumento de los precios de paridad de importación en naftas y gasoil, que tuvieron repercusión en los precios domésticos. Estos últimos, además de mantener la tendencia al alza, han visto incrementarse las disparidades geográficas Gráfico 3.

En relación a las disparidades de precios, en el gráfico que sigue puede verse el precio diferencial que tiene la Ciudad de Buenos Aires, donde los precios locales, a diferencia de lo que ocurre en otras ciudades, están todavía por debajo de la Paridad de Importación Gráfico 4. 

En la muestra presentada, es en la ciudad de Córdoba donde los combustibles Premium muestran los valores de venta al público más alto. Las razones podrían obedecer, por un lado al costo de ete de internación, pero también al hecho que se estén cobrando tasas municipales que impactan sobre el precio de surtidor. 

Análisis de la demanda Gas Natural 

La demanda de gas natural, donde la estadística llega al mes de noviembre, muestra una contracción en todos los segmentos, respecto al mismo período del año anterior, a pesar que según los datos del Estimador Mensual de la Actividad Económica (EMAE), ha habido una actividad 2.6% mayor a la del año anterior. No obstante, ni en la demanda industrial ni en la de centrales eléctricas se observa expansión Gráfico 5. 

Electricidad 

En este caso la estadística nos permite analizar hasta el mes de enero, aunque igualmente podemos cotejar que, desde noviembre, toda la demanda eléctrica viene subiendo. Aquí posiblemente se combinen efectos de nivel de actividad, climáticos y de tarifas que continúan deteriorándose en términos reales, con lo que no habría un compromiso de generar ahorros de parte de los usuarios Gráfico 6. 

Ciertamente, cabe señalar que las temperaturas medias del mes de enero 2023 fueron superiores a las medias del año anterior. Inclusive, segu ́n la estadística del SMN, el pasado enero fue el más cálido desde el año 1944. 

Combustibles 

líquidos 

Cuando analizamos el consumo de combustibles líquidos vemos que en el agregado estamos en niveles máximos de consumos. 

No obstante, y seguramente por un efecto precio, notamos que el aumento ha sido significativamente mayor en aquellos combustibles de menor grado (tanto en gasoil como en nafta) donde existe un subsidio de parte de las empresas hacia los consumidores. 

Si comparamos con el mismo período del año 2019; es decir previo a la pandemia, el consumo agregado está actualmente un 11% por encima de aquel Gráfico 7. 

Dinámica precio-costo de los servicios públicos 

El precio monómico de la energía inició una nueva trayectoria ascendente luego de la caída del mes de octubre pasado. El dato de enero 2023 es el más alto de toda la serie histórica, aunque cabe aclarar que está expresado en pesos. Respecto a ese respiro que habáa dado en el mes de octubre, el nivel actual es un 83% superior. Si se computa en dólares el precio monómico actual supera al del año anterior en 6 US$/MWh, pero al ajustar por tipo de cambio, la suba está por encima del 100%, lo que no está muy alejado de la in ación de los últimos 12 meses Gráfico 8. 

Tarifas 

Para el mes de enero, el ENARGAS dispuso aplicar un incremento de la tarifa que se verá reflejado en las facturas que llegarán en el mes de marzo y que en términos reales representa un aumento del 20% para los consumidores que habitan en la provincia de Buenos Aires. En el caso de la electricidad la disminución en términos reales obedece a que no se produce en esa fecha una actualización tarifaria y, por lo tanto, se erosiona el valor de la tarifa al ritmo del aumento de los precios locales (6%) Gráfico 9. 

Subsidios 

Habiéndose completado la estadística del año 2022 tenemos un nivel de subsidios a la energía del orden de 3 puntos porcentuales del PBI, lo que hace que, tomando el total de subsidios a la actividad económica, nos encontremos con un crecimiento de este total en 16% en dólares respecto del año 2021, lo cual extra limita las pautas jadas en el acuerdo con el FMI y genera una fuerte presión sobre las cuentas públicas Gráfico 10. 

Crack spread 

Aproximación a los márgenes de comercialización 

Como en anteriores informes, los márgenes de comercialización de las refinerías son calculados a partir del crack spread. 

En este sentido, se evidencia una cuantiosa reducción de los márgenes de re no estadounidenses, que se redujeron un 55% desde un nivel casi-record de octubre, con fuertes caídas en noviembre y diciembre, hasta llegar a un valor de 28 US$ por barril; esto es 3 dólares por encima del margen local, que en términos históricos está aún por encima del promedio. 

De esta manera el n del año 2022 muestra como prácticamente se alinearon los márgenes de los re nadores locales y los estadounidenses, donde la volatilidad ha sido mucho más elevada Gráfico 11. 

Análisis del balance cambiario-energético 

El desbalance generado por el sector energético se sigue profundizando. 

Hace 6 meses se había alcanzado un record histórico que continuó profundizándose mes a mes hasta diciembre. 

De hecho, en diciembre 2015 el desequilibrio, que había sido record, se encontraba en 900 millones de dólares por debajo del de diciembre 2022, que roz ́o los 8400 millones de déficit. 

Este déficit es de alguna manera “gemelo” al que mostramos en el caso de los subsidios, y obedece a la necesidad de importar a precios que están muy por encima de los precios y tarifas domésticas Gráfico 12. 

Producción convencional y no convencional

En el caso del gas natural, la declinación convencional comenzó  bastante tiempo atrás, aunque si consideramos el último año la extracción No Convencional sólo se incrementó un 5%. 

Actualmente el gas natural representa un 55% del total del gas extraído y a lo largo del año 2022 el aumento del No Convencional prácticamente compensó la caída del Convencional, con lo que la producción se mantuvo constante Gráfico 13. 

Las producciones convencionales de petróleo y gas continúan en declinación mientras las No convencionales siguen la senda alcista. 

No obstante, esta divergencia está mucho más acentuada en el caso del petróleo. 

Cuando comparamos contra diciembre 2022 vemos que la producción Convencional cayó un 2.3% mientras la No Convencional aumentó un 33%, generando una participación de este último tipo de extracción del 45%, cuando 12 meses atrás representaba un 38% Gráfico 14. 

A continuación, se muestran los porcentajes de participación de la producción no convencional sobre el total producido Gráfico 15. 

Emisiones de CO2

A continuación, se muestran los valores de las emisiones de CO2 por GWh generado por el sistema eléctrico hasta el 4to trimestre del año 2022 Gráfico 16.

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¿Viene el fin de la globalización?

Según John Mearsheimer, profesor de Relaciones Internacionales de la Universidad de Chicago, las grandes potencias que dominan el sistema geopolítico internacional, mantienen una constante puja por el control de su área de influencia y por proteger la seguridad de su estado. Para alcanzar esos objetivos, entre otros recursos, tienen a la guerra como herramienta.

Mearsheimer ha argumentado que el conflicto ruso-ucraniano se debe en gran parte a la expansión de la OTAN hacia el este, que amenaza la seguridad nacional de Rusia y que llevó a una respuesta defensiva por parte de los rusos. Critica también la política occidental de “contener” a Rusia y ha abogado por un enfoque más cooperativo y de compromiso para resolver el conflicto. 

Los conflictos internacionales determinan alianzas y definen alineamientos y reconfiguraciones geopolíticas que provocan tensiones económicas, comerciales y tecnológicas que desajustan la estructura de poder que alguna vez sostuvo a los Estados Unidos como la potencia protectora de la estabilidad del sistema.  El conflicto ruso-ucraniano no parece ser un conflicto más: está marcado por el declive de la hegemonía norteamericana pos segunda guerra mundial –la “pax americana”— que no termina de fenecer y el nacimiento de una multipolaridad que no termina de consolidarse y que no está en los planes geopolíticos de los EE.UU.

Es en ese marco que el conflicto ruso-ucraniano puede considerarse como el detonante de una crisis sistémica global que tiene entre otras metas, la reducción de la participación de Rusia en el mercado mundial de la energía y la supresión de su rol como “polo” de poder a nivel global.

Entre los aliados principales está la sufriente Europa que se alinea tras el gran vigía de occidente, pero mientras apuesta a una derrota militar de Rusia, se arriesga a la devastación de Ucrania y con ello a la conformación de una frontera frágil e inestable con una potencia nuclear. Esto podría plantear relaciones tensas y el retorno a la bipolaridad y  una nueva guerra fría esta vez, entre  China y EE.UU. ¿Aceptará el eje franco-alemán convertir a Europa en un lugar nuclearmente inseguro? ¿Cuál será el rol de Europa en los próximos años en un mundo forzado a la bipolaridad?

La mano invisible de la seguridad

Todo indica que las batallas comerciales entre las principales potencias económicas en particular Estados Unidos y China continuarán. Ucrania es el campo de batalla que demanda alineamientos y condiciones, pero la munición se compone de aranceles y paraaranceles aplicados a los productos chinos y asiáticos. Si se suman las sanciones aplicadas a las ventas energéticas de Rusia, puede augurarse una profundización de las tensiones y una disminución del comercio internacional, lo que podría significar un golpe a la globalización.

Hace años, en la Cumbre del G-7 en Italia, la ex canciller alemana Angela Merkel sostuvo que: “…los tiempos en los que podíamos contar con otros están de alguna manera terminados, como lo he experimentado en los días anteriores… todo lo que puedo decir es que nosotros, los europeos, debemos tomar nuestro destino con nuestras propias manos”. 

Estas palabras fueron premonitorias. Las consecuencias de la guerra impactaron rápidamente en el confort y estabilidad europeos. Y es por eso que se aceleró el ritmo proteccionista. Pero el escenario se venía madurando. Primero fue la retirada del Reino Unido de la Unión Europea y el veto de algunos países a la tecnología China 5G, luego, con el conflicto iniciado, en 2022, la manipulación de los precios del mercado de gas, al desplazar el más barato, el ruso, por mayor producción local de carbón, energía nuclear y obviamente el gas norteamericano, mucho más caro. La geopolítica de contención de Rusia y China está por encima de la “mano invisible” del mercado.

Un pasito atrás

En Alemania, las ventas de vehículos totalmente eléctricos (EV) cayeron un 13,2% en 2022 mientras que las ventas de híbridos disminuyeron un 6,2%. Esto se compara con un aumento del 3,5% en el número de automóviles nuevos a gasolina vendidos — más baratos–, según la Autoridad de Transporte Motorizado de Alemania. Si se suma el aumento del conumo y producción de carbon, esto representa una derrota de las ideas verdes y una señal de que el petróleo continuará siendo la fuente energética más importante. 

De hecho la OPEP predijo para 2023 un aumento récord de la demanda mundial de crudo que ascenderá a 101,9 millones de bpd, lo que implica un aumento de 2,3 millones de bpd, según sostiene el cartel en su última edición del Informe Mensual del Mercado Petrolero. Las cifras son coincidentes con las que difunde la Agencia Internacional (AIE).

Uno de los vectores de la vigorosa demanda es el mercado chino. Tras levantar las medidas restrictivas y las barreras de entrada y salida por COVID, China abrió las  fronteras y disparó la demanda. Según la AIE, la milenaria China demandará en 2023 entre 900.000 bpd y 1,1 MMbpd adicionales, por lo que se estima que la región asia-pacífico liderará la demanda global.

Guerra de subsidios

Durante las últimas cuatro décadas, bajo los slogans de “eficiencia” y “reducción de costos” las cadenas productivas (“de suministro”) de la producción de bienes migraron desde sus países de origen (EE.UU. y Europa excepto Alemania), buscando salarios más bajos e impuestos reducidos. Y paradójicamente, bajo el lema globalizador la migración de las industrias occidentales al Asia, consolidaron el resurgimiento de China,  Corea, Malasia y otros estados. Esta “globalización” convirtió a Europa y a los EE.UU. en grandes shoppings de consumo de productos terminados elaborados en China, India, México, Singapur o Taiwán. Este fenómeno a su vez provocó la desocupación y caída de salarios de los consumidores de esos “shoppings”. 

Donald Trump, antiglobalista y crítico de los organismos multilaterales que institucionalizaron el liderazgo norteamericano luego de 1945, detectó el problema, se enfrentó con China, pero lo planteó al estilo hollywoodense lo que le valió la derrota en las elecciones.

Joe Biden siguió el mismo camino pero con otro lenguaje: sin tapujos, el 27 de enero del 2023, en una reunión con sindicatos en Springfield declaró: “Señoras y señores, estamos siendo criticados internacionalmente por centrarme demasiado en América. Al infierno con eso. La cadena de suministro va a comenzar aquí… no termina con nosotros”. 

Para intentar que la cadena de suministros comience en territorio norteamericano, a mediados del 2022, el congreso norteamericano aprobó dos leyes: una contra la inflación y otra contra el cambio climático que movilizó US$ 465.000 millones en subsidios para la industria local.

Así las leyes Reduction inflation Act (IRA), y la Chips and Cience Act (CHIPS) subsidian, la primera, con US$ 52.000 millones a los empresarios que instalen en suelo norteamericano fábricas de microprocesadores (FABS); y la segunda, que subvenciona con US$ 7.500 a cada comprador estadounidense de vehículos eléctricos fabricados en y con componentes hechos en EE.UU. Todas medidas de alta preocupación en Europa, donde algunos gigantes de la industria ya hacen números y buscan cruzar el Atlántico. En Europa las perspectivas son similares: los países de la UE destinaron en 2022 € 681.000 millones en paliativos anticrisis y sólo Gran Bretaña asignó € 103.000 millones. El gran productor de petróleo, Noruega, con 5,4 millones de habitantes, dedicó € 8.100 millones de euros para evitar la disminución del confort de sus ciudadanos.

Francia completó la nacionalización de Eléctricité de France, la mayor distribuidora eléctrica de Europa; España puso tope a las tarifas eléctricas, Alemania dispuso de € 200.000 millones para subsidiar el precio del gas residencial e industrial y el ex primer ministro Gordon Brown, conocido socialdemócrata globalista, llamó a nacionalizar el sistema de generación eléctrico de Gran Bretaña.  En Davos, en enero, Ursula Von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, dijo que Europa también va a fomentar a su “propia industria de energía limpia”. Incluso habló de la posibilidad de un nuevo paquete de “fondos soberanos” para proteger a sus inversores. 

En paralelo, hay una cierta desesperación por impedir un éxodo de industrias europeas detrás de las subvenciones norteamericanas. Como dijo Larry Flink, director de Blackrock, el mayor fondo de inversiones del mundo, estamos presenciando “el fin de la globalización que vivimos las últimas tres décadas”.

Globo fraccionado

¿La guerra de subsidios podría ser un indicio del “fin de la globalización”? Resulta difícil afirmarlo en forma contundente, en principio porque la globalización es un el proceso complejo y multidimensional y no hay una única interpretación de su desarrollo o su finalización, pero algunos signos marcan una aceleración de su desgaste.

Según el prestigioso semanario londinense The Economist (12 de enero), no estamos en el fin de la globalización, sino en una “ralentización, fragmentación geopolítica y supeditación a las exigencias de los mercados internos”. Si bien es una opinión interesada, es cierto que el lenguaje pos Consenso de Washington ha morigerado las expresiones como “eficiencia de costos” y “ventajas comparativas” o el derribo de las “barreras arancelarias” que contribuyeron a la globalización de las cadenas productivas y cedieron a otros slogans como “seguridad nacional”, “nuestras industrias”, “friendshoring” o directamente “subsidios”, como significantes de un neoproteccionismo emergente en las grandes potencias occidentales.

Las batallas de subsidios se libraron primero entre EE.UU. y China, pero ahora Europa se sumó al juego con un nuevo frente con EE.UU. Según el representante de los EE.UU. ante la Organización Mundial del Comencio, Adam Hodge, “La administración Biden está comprometida a resguardar la seguridad nacional de los EE.UU. al garantizar la viabilidad de largo plazo de nuestra industria del acero y el aluminio, y no tenemos la intención de eliminar los aranceles”.

Este nuevo “consenso” no escrito, fue conceptualizado claramente por el influyente premio nobel Paul Krugman. En un artículo del New York Times, en diciembre pasado, Krugman sostuvo: “Biden está cambiando silenciosamente los cimientos básicos del orden económico mundial” al subsidiar la producción nacional de semiconductores y de energía limpia y al limitar el acceso de China a tecnología avanzada. Krugman dijo también que se trata de un nuevo tipo de “nacionalismo económico”. Krugman se pregunta si todas estas medidas podrían hacer que “crezca el proteccionismo en el mundo” y se responde: sí. No caben dudas que la ola proteccionista ha iniciado un nuevo ciclo.

Por su parte, los países periféricos (Argentina por caso) actúan en general en función de los centros de poder y de manera reactiva a la lógica de las compañías transnacionales y ceñidos a los tratados de inversión, en muchas ocasiones en detrimento de sus propios intereses nacionales y regionales.  Estos procesos no sólo muestran la incapacidad de los actores gubernamentales de cambiar la realidad  política y social dentro de sus fronteras sino que además –paradójicamente– son impulsados a conformar alianzas que debilitan el posicionamiento de Estados Unidos como poder hegemónico de occidente, porque los actores no estatales –las multinacionales- no siempre actúan en línea con la política del Departamento de Estado 

Mientras tanto, en paralelo a los foros “tradicionales” se cuecen a fuego lento alianzas económicas que aún tienen un destino incierto como la configuración de los BRICS (Brasil, Rusia, India, China y Sudáfrica) que eventualmente podrían convertirse en factor alternativo y de transformación del sistema internacional de intercambio comercial y financiero.

ABA