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La Subsecretaría de Hidrocarburos, a cargo de Federico Bernal, recibió las ofertas que presentaron las empresas productoras para las Rondas 4 y 5.1 del Plan Gas. Se formularon ofertas por más de 45 MMm3/día para el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, volúmen que equivale a más del doble de la capacidad que se prevé habilitar a principios de 2024.

En lo que respecta a los precios para el gas de base, se logró mantener el precio del Plan Gas.Ar 20/24 al 2028, del orden de los 3,54 dólares el Millón de BTU.

Al respecto, Bernal afirmó estar “muy satisfechos con los resultados. Si bien aún falta la etapa de adjudicación, logramos cumplir con la instrucción y el pedido del Ministro de Economía, Sergio Massa, de alcanzar precios competitivos para el país, su mercado interno, su industria y los millones de hogares que cuentan con el servicio público de gas por redes”.

El primer objetivo de estas Rondas es extender los compromisos de volumen adjudicados en las rondas previas (equivalente a 70 MMm3/día planos).

En este marco, la Secretaría de Energía de la Nación recibió ofertas de extensión por prácticamente la totalidad de ese volumen (alrededor del 98 %), y casi al mismo precio o sea U$S 3,54 MMBTU, menos de 1 centavo de dólar de diferencia, se destacó. “De esta manera, en este contexto complejo de crisis internacional y precios al alza, se logró mantener el precio adjudicado a fines de 2020 – principios de 2021, hasta 2028”.

El segundo objetivo, se indicó, es el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que entrará en servicio el próximo invierno. “Por este motivo, se solicitaron en el concurso volúmenes planos por 14 MMm3/día, siendo que recibimos ofertas por casi 18 MMm3/día a un precio promedio de 3,41 U$S/MMBTU, con un descuento del 15 % respecto del precio tope de 4 U$S/MMBTU planteado en el concurso. Esto equivale a 12 centavos de dólar menos que los volúmenes planos ya adjudicados en las primeras Rondas del Plan”.

A su vez, el precio promedio de los primeros 14 MMm3/día de menor valor ofertado es de 3,3 U$S/MMBTU, es decir, el 17 % menos que el precio tope del concurso y 20 centavos de dólar menos que los volúmenes planos ya adjudicados en las primeras Rondas del Plan, se decribió.

Acerca del llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), se demandaron volúmenes de pico invernal por 14 MMm3/día y se recibieron ofertas por casi 28 MMm3/día, o sea casi el doble. El precio promedio de 4,7 U$S/MMBTU representa un descuento de 32 % respecto del precio tope previsto en el concurso.

A su vez, el precio promedio de los primeros 14 MMm3/día de menor valor ofertado es de 3,9 U$S/MMBTU, con un descuento del 43 % respecto del precio tope del concurso. Cabe considerar que estos volúmenes reemplazan principalmente GNL y combustibles alternativos en usinas termoeléctricas. Y a modo de referencia, se considera que los precios futuros del GNL para el próximo invierno superan los 40 U$S/MMBTU.

Energía puntualizó entonces a manera de resumen que:

Se recibieron ofertas por más de 45 MMm3/día para el llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, más del doble de la capacidad que prevé habilitar a principios de 2024.

En materia de precios, se logró, siempre tomando las ofertas recibidas, mantener el precio del Plan Gas.Ar 20/24 al 2028 para el gas de base.

Abaratar los primeros 14 MMm3/día incrementales en un 17 % respecto del tope licitado y 20 centavos (6 % menos) respecto a Plan Gas.Ar 20/24.

Respecto del gas de invierno (picos de invierno), el precio de los primeros 14 MMm3/día registraron ofertas por 3,9 U$S/MMBTU promedio ponderado, o un 44 % menor al tope licitado y un 8 % superior a los picos invernales actuales.
El Plan Gas.Ar, es un programa de estímulo a la producción de gas natural creado mediante el Decreto 892/2020 cuyo objetivo es asegurar el abastecimiento del mercado interno.
En el marco de este plan, se realizan Concursos Públicos Nacionales, denominados Rondas, donde los productores realizan ofertas para cubrir los volúmenes requeridos por la demanda prioritaria del servicio completo de gas natural, siendo seleccionadas aquellas ofertas más económicas.

La Asamblea General Ordinaria de Naturgy BAN S.A. nombró como Presidente de la compañía a José García Sanleandro.

En fecha reciente García Sanleandro, fue designado responsable de los negocios de redes para Latinoamérica, estando a su cargo la operación de Naturgy Energy Group en México, Panamá, Chile, Brasil y Argentina; nueva posición desde la que contribuirá a lograr los objetivos globales del grupo en Latinoamérica, se describió.

Sanleandro es Ingeniero industrial, nacido en España, inició su carrera en Naturgy hace más de 30 años y desempeñó diversos cargos y posiciones en España y en Latinoamérica, donde desarrolló una trayectoria en los distintos mercados en los que Naturgy Energy Group está presente.

Antes, ejerció posiciones en las áreas de Expansión, Comercial y Servicio al Cliente. Asimismo, ocupó el cargo de Country Manager en Guatemala, el de Gerente General de Naturgy BAN de Argentina, Presidente de Naturgy en México, y tuvo a su cargo el negocio eléctrico en Colombia y el negocio gas en Perú.

Su experiencia en diversos sectores de la compañía lo llevó a consolidar conocimientos sobre los diferentes mercados donde está presente el Grupo.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda servicio de distribución de gas natural por redes en el país. Es la segunda distribuidora de gas de la Argentina por volumen de ventas, con cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1.300 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta entre productores para ENARSA con vistas al aprovisionamiento firme de gas natural a ANCAP (Uruguay) para el período enero – abril 2023.

Resultó asignada la oferta de una comercializadora por un volumen diario de 350.000 m3 para los meses de enero, febrero, marzo y abril de 2023. Y el precio fue de 4,70 dólares el Millón de BTU puesto en el GBA, informó el MEGSA.

El presidente de Turquía, Recep Tayyip Erdogan, ha anunciado el descubrimiento de un nuevo yacimiento petrolero en la región del Monte Gaba, en la provincia de Sirnak. Se calcula que el volumen neto de las reservas recién descubiertas asciende a cerca de 150 millones de barriles, con un valor estimado que ronda los 12.000 millones de dólares.

“Este es uno de los 10 campos más grandes descubiertos en tierra en 2022”, aseguró el líder turco, quien reveló durante la entrega de los premios a la innovación InovaLIG que el país planea aumentar la producción nacional de petróleo a 100 mil barriles por día en 2023.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó a una Audiencia Pública (N° 103) para poner a consideración:

1) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de transporte de gas natural (conforme los decretos 1020/20 y 815/22).

2) Adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de distribución de gas por redes (conforme los mismos decretos).

3) Traslado a tarifas del precio de gas comprado por las distribuidoras y 71/22), y consideración de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) correspondientes.

4) Tratamiento sobre Subzonas Tarifarias Únicas por Provincia en la Novena Región – Régimen de Transición Decreto 1020/20 (Formosa, Chaco, Corrientes, Entre Ríos, Misiones).

La Resolución 523/2022 estableció que la Audiencia Pública se realizará el 4 de enero de 2023 virtualmente, desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Se iniciará a las 9:00 horas, y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual.

La inscripción en el “Registro de Oradores” (Resolución ENARGAS N° I-4089/16), comenzará el 20 de diciembre de 2022. Dicho Registro estará habilitado hasta las 23.59 horas del día 30 de diciembre de 2022. No se considerarán las inscripciones que ingresaren fuera del plazo establecido.

Las Licenciatarias de los servicios de transporte y distribución de gas natural y REDENGAS S.A., deberán, a efectos de su publicidad, presentar ante la Autoridad Regulatoria, y hasta el 16 de diciembre de 2022 inclusive, los cuadros tarifarios de transición por ellas propuestos, así como la información que permita poner a conocimiento de usuarios y usuarias, el contenido propuesto para la adecuación transitoria de las tarifas bajo el Régimen Tarifario de Transición.

Durante su participación en la celebración del “Día del Petróleo y el Gas” organizada por el IAPG en la Ciudad de Buenos Aires, el presidente de YPF, Pablo Gonzalez, formuló algunas precisiones ante el periodismo referidas a la gestión de la Compañía:

. El directorio de YPF buscará aprobar esta semana el presupuesto de 2023 con un plan de inversiones que superará los U$S 5.000 millones, uno de los dos más altos de su historia.

. En materia financiera, se logró acumular un flujo de fondos positivo que permitió disminuir la deuda neta de la compañía a un nivel de U$S 5.655 millones.

. La producción se estima que podría cerrar el 2022 con un alza del 9 % interanual que permitirá a YPF alcanzar el autoabastecimiento de sus refinerías hacia abril o mayo próximos.

. Entre los principales proyectos para el año que viene, se encuentran la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, un plan netamente exportador desde las costas de Río Negro. También, la puesta en marcha del oleoducto a Chile (reactivación del Oleoducto Trasandino), y del gasoducto troncal Presidente Nestor Kirchner (Etapa I), previsto para fines de junio.

. Asimismo, se prevé dar continuidad a la negociación con Petronas para la planta de producción de Gas Natural Licuado (GNL) en la zona portuaria de Bahía Blanca.

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, enfatizó que “no hay política energética sustentable y con mirada de largo plazo posible, sin la necesaria asociación estratégica de los sectores público y privado”. “Tengo la convicción de que el camino del desarrollo sólo puede ser recorrido si aprovechamos al máximo el vínculo virtuoso que se genera cuando el Estado, las empresas y los trabajadores del sector dirigen sus esfuerzos de forma mancomunada”, agregó.

La funcionaria sostuvo que “la transición energética implica la necesidad de diversificar las fuentes de abastecimiento en un horizonte de descarbonización que se presenta para la Argentina como una oportunidad para mejorar la competitividad de la industria nacional y garantizar nuestra inserción internacional como proveedor de energía”.

Al respecto, la Secretaria explicó “estamos trabajando en distintos espacios de integración energética regional para contribuir con la seguridad energética de nuestros pueblos, y avanzar en las oportunidades que el mundo demanda en términos de la exportación de insumos energéticos y en base a nuestro futuro superávit energético”.

Con motivo del Aniversario 115 del descubrimiento de petróleo en el país (en Comodoro Rivadavia) se conmemoró el “Día del Petróleo y el Gas”, y la secretaria de Energía disertó en el almuerzo anual convocado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), en el Hotel Sheraton de la ciudad de Buenos Aires.

Participaron del encuentro alrededor de mil directivos de empresas y cámaras de la industria de los hidrocarburos, técnicos, funcionarios nacionales y provinciales con desempeño en el sector energético.

“Quiero expresarles mi sincera gratitud por acompañar a esta Secretaría en el desafío de proveer a nuestro país de energía asequible, segura, sostenible y moderna” manifestó Royon.

La mesa central del almuerzo estuvo encabezada por el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, e integrada también por los principales directivos de YPF, PAE, Tecpetrol, Shell, Pluspetrol, TGS, TGN, Pampa Energía y Total.

La Secretaria Royón, que ejerce este cargo hace cuatro meses, desde que Sergio Massa es Ministro de Economía, rescató la tarea de sus antecesores en dicha cartera y celebró el trabajo conjunto entre el sector público, nacional y provincial, y la iniciativa privada.

Destacó que esta sinergia permitió “alcanzar importantes récords en la producción de petróleo y gas. En agosto de este año, la producción de gas no convencional fue la más alta de nuestra historia, representando el 56 % del total. En tanto, en octubre, la producción de shale oil representó un incremento interanual del 40 %, mientras que la de petróleo fue la más alta desde 2009”.

La antecedió en su alocución, López Anadón para destacar que “el petróleo y el gas natural son hoy muy abundantes en el planeta, pero eso solo no garantiza que en el futuro se sigan utilizando masivamente como en la actualidad”.

“Las Conferencias de las Partes celebradas en los últimos años, la última en Egipto, han mostrado que la ventana de oportunidades que tenemos es muy estrecha. Hoy, y no mañana, es el momento de generar las condiciones adecuadas para que la industria (hidrocarburífera), una vez más, desarrolle todo su potencial”, enfatizó.

Y agregó, “estamos en competencia con otros activos en el mundo. Solo los más eficientes, los de menores emisiones y los que mejores condiciones tengan para su desarrollo serán los que subsistan”.

“No se necesita mucho”, arriesgó, y pasó a describir: “Libertad de exportación, porque la exportación tiene que ser nuestro Norte”; “Condiciones adecuadas para que las empresas del sector y no el Estado, sean las que generen la infraestructura necesaria”; “Porque harán falta mayores inversiones para evacuar las producciones de gas y de petróleo, como plantas de tratamiento y ductos para el mercado local y para exportación a los países limítrofes, puertos y plantas de GNL”.

Añadió: “Y por qué no, dar las condiciones para generar una infraestructura que nos permita producir hidrógeno en gran escala junto con CCS (captura y almacenamiento de carbono) .

“Y, por supuesto, agregó, libre disponibilidad de divisas, porque los proyectos son de larga maduración, no salen de la noche a la mañana. Primero se deberán hacer las inversiones, mucho antes de que la producción aumente y se exporte. Esto garantizará un flujo positivo de divisas para el país”, remarcó Anadón.

A su turno, Royón prefirió plantear al auditorio los desafíos y oportunidades que representa para el sector la agenda de la transición energética, un eje en la gestión de la Secretaría.

Sobre este aspecto, destacó que “si el siglo pasado fue el del petróleo; este nos enfrenta al desafío del cuidado del ambiente y de la transición hacia energías de menores emisiones de carbono”. Y agregó que “junto al Ministro Massa estamos convencidos que la matriz energética de la Nación debe estar diseñada en función de sus propios intereses y objetivos, en base al desarrollo endógeno de tecnología para el aprovechamiento diversificado de las distintas fuentes disponibles”.

La Secretaria repasó algunos hitos de gestión desde Energía y describió: “Dimos comienzo a la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner en su primer tramo, una obra (a cargo del Estado Nacional) que permitirá incrementar la producción de Vaca Muerta y ampliar la capacidad de transporte de gas en un 30 % y con ello ahorrar 2 mil millones de dólares en importaciones”.

“Además, hemos conseguido el financiamiento por 689 millones de dólares del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y de otros 540 millones de la CAF para el segundo tramo” del ducto troncal, puntualizó la funcionaria ante los empresarios.

Asimismo, Royón hizo referencia al lanzamiento de las nuevas etapas del Plan Gas.Ar , cuyos planes 4 y 5 representan “una verdadera política de Estado con la que buscamos dar certidumbres para que puedan avanzar las inversiones, con una mirada federal donde están contempladas todas las cuencas del país”.

Detalló que la extensión del Plan Gas.Ar “permitirá un ahorro de divisas de alrededor de 27 mil millones de dólares, al tiempo que generará ahorros de subsidios por más de 18 mil millones para el periodo 2023-2028”.

Royon estimó que el conjunto de las inversiones previstas en el sector energético permitirá “pasar de una balanza negativa, a un saldo positivo de entre 4 mil y 8 mil millones de dólares en el 2026”.

Pampa Energía anunció la firma de un contrato para la adquisición del 100 % del capital social y votos de “Vientos de Arauco Renovables S.A.U.”, sociedad que opera uno de los proyectos renovables desarrollados de Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M., denominado Parque Eólico Arauco II, con una potencia nominal de 100 MW, ubicado en la provincia de La Rioja, por un precio de 171 millones de dólares.

La operación, además de la adquisición del parque eólico de 100 MW, marca el inicio de una asociación estratégica para el desarrollo de nuevos proyectos de generación renovable en La Rioja, inversiones centrales para el crecimiento energético de la provincia
y del país. El cierre de la operación está sujeta a condiciones precedentes usuales para este tipo de transacciones, se informó.

Esta adquisición forma parte del plan de Pampa, de focalizar sus inversiones en el desarrollo de los negocios centrales de la compañía. De esta manera, incorpora 100
MW de energía eólica a su segmento de generación eléctrica, que, sumados a los 81 MW
en construcción, alcanzará un total de 387 MW de energía renovable.

Por su parte, a fines de este año, Pampa incrementará su capacidad de generación con el cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ensenada Barragán, que tiene junto a
YPF, y que demandó una inversión de más de 250 millones de dólares.

Al finalizar la operación de compra del parque eólico Arauco II, Pampa tendrá una capacidad instalada proyectada de generación de 5.431 MW, que corresponde al 14 % de
la capacidad instalada en la Argentina.

Acerca de los parques eólicos de Pampa Energía se describió que los parques que posee Pampa hoy son: El Parque Eólico Mario Cebreiro, que aporta 100 MW de energía renovable al sistema interconectado nacional, los Parques Eólicos Pampa Energía II y III ambos de 53 MW, ubicados en Bahía Blanca y Coronel Rosales, y un cuarto parque en construcción de 81 MW. A estos activos se suma la incorporación recien anunciada por la compañía.

El PBI de Arabia Saudita creció un 8,8% en el tercer trimestre de 2022 en comparación con el mismo período del año pasado impulsado por un aumento en las actividades petroleras, según un informe publicado por la Autoridad General de Estadísticas (GASTAT). GASTAT señaló que el crecimiento del PIB real en el tercer trimestre aumentó un 2,1% en comparación con el segundo trimestre de este año.

Según un informe publicado porArab News , las actividades petroleras en el tercer trimestre aumentaron un 14,2% interanual y un 4,5% intertrimestral. El informe señaló además que las actividades no petroleras en el reino también crecieron un 6% interanual, mientras que disminuyó un 0,5% intertrimestral.

El Interventor del ENRE, Walter Martello, sancionará y embargará a las distribuidoras de electricidad en el Area Metropolitana de Buenos Aires, Edesur y Edenor, por los cortes a
más de 570 mil usuarios y la demora en la reposición del servicio durante el último fin de semana.

Estas multas se sumaran al total de sanciones por $ 687 Millones a Edesur y $ 293
Millones a Edenor aplicadas desde el nombramiento de Martello como interventor
en el mes de septiembre.

Martello, determinó el inicio del proceso para la aplicación de sanciones a las empresas Edenor y Edesur por las más de 570 mil personas usuarias, 409.000 de EDESUR y 170.000 de EDENOR que sufrieron cortes de suministro eléctrico en los últimos días. Las
personas usuarias afectadas por día fueron 184.857 el jueves, 274.407 el viernes y 121.850 el sábado, y en muchos casos aún continúan sin suministro de electricidad.

Teniendo en cuenta que los tiempos de reposición del servicio exigidos por el contrato de concesión se han excedido considerablemente, es que el ENRE intimó a que en el plazo máximo de 24 horas distribuidoras Edenor y Edesur deberán garantizar la normal prestación del servicio a todas las personas usuarias afectadas, se de.

Al respecto, intimará a las distribuidoras a acreditar en tiempo y forma lo ordenado por el Ente, caso contrario también se aplicarán sanciones por este incumplimiento.

De la misma forma el Ente ordenará a las empresas que para los casos de afectaciones en el servicio eléctrico que hayan superado las 36 horas se aplique de manera automática la bonificación por corte prolongado, debiendo acreditar al organismo la nómina de personas usuarias alcanzadas por esta medida.

Durante el fin de semana Martello compartió el seguimiento y monitoreo de la situación con el Ministro de Economía, Sergio Massa, a través de gráficos, donde se ve la demora en la resolución de los casos en los días viernes y sábado por parte de las distribuidoras en CABA y Gran Buenos Aires.

“Que Edesur haya tomado la decisión empresarial de vender su posición en Argentina, no implica que debemos aceptar que esa “retirada” sea a costa de los usuarios donde adultos mayores, personas con discapacidad y usuarios en general tengan que sufrir esta situación” aseguró Martello.

Los datos con los que cuenta el ENRE, muestran la falta de previsión de las distribuidoras, cuando con antelación fueron advertidas no solo por el ENRE, sino por consultoras meteorológicas privadas de la situación climática, por lo cual la misma no puede manifestarse como un elemento desconocido, señalo .

En este mismo sentido ambas distribuidoras habían presentado recientemente el “Plan verano” con las acciones a llevar a cabo ante eventos climáticos, situación que deja de manifiesto un nuevo incumplimiento de las prestatarias, sostuvo el Ente Regulador.

En relación al régimen de multas, Martello señaló que “la sanción no es el único camino, pero es el marco legal que debemos aplicar para los incumplimientos en las inversiones que determinan la calidad del servicio y así lo haremos, con la utilización de todas las herramientas necesarias para que las empresas entiendan que deben cumplir sus contratos respetando lo comprometido”.

El Interventor también ha decidido llevar adelante un proceso de reforma de la normativa para aplicar embargos de modo que las empresas no puedan eludir los pagos, puntualizó un comunicado.

El 23 % de los recursos del plan están dirigidos a fortalecer la diversificación en nuevos negocios de bajas emisiones, lo que incluye producción de hidrógeno, energías renovables, captura de carbono y transmisión eléctrica.

El plan busca reducir cerca de 400.000 toneladas de emisiones de CO2 e incorporar cerca de 900 MW de energías renovables y más de 50.000 toneladas de hidrógeno verde al 2025.
Según Ecopetrol, la mayor empresa del país, “el compromiso con la transición energética” se refleja en inversiones de entre US$ 1.225 y 1.412 millones en autogeneración renovable, hidrógeno, transmisión y vías y eficiencia energética.

En autosuficiencia en gas se invertirán entre US$ 747 y 851 millones para “mantener la oferta actual buscando incrementarla con los proyectos exploratorios de gas, de los cuales se tienen previstos 12 pozos en el 2023″.

Además, destinará US$ entre 3.281 y 3.925 millones “para asegurar la seguridad energética, la sostenibilidad financiera y favorecer la balanza comercial del país”.

OTRAS INVERSIONES

Por otro lado, la eléctrica ISA invertirá un monto aproximado de US$ 1.309 millones ,consolidando a ISA como líder latinoamericano en transmisión de energía.Parte de esos recursos será para habilitar más de 6.000 kilómetros de nuevas líneas de transporte para energías renovables no convencionales al 2025. Del total de las inversiones previstas, cerca del 66 % se hará en Colombia y el 34 % en las operaciones de la compañía en el exterior: Estados Unidos, Brasil, Perú y Chile.

Según Ecopetrol, las inversiones anunciadas permitirán alcanzar en 2023 niveles de producción orgánica de entre 720.000 y 725.000 barriles de petróleo equivalentes por día.En los próximos tres años planean perforar 1.600 pozos de desarrollo, 574 de ellos en el 2023. Además, se prevé la perforación de 25 pozos exploratorios en 2023, ubicados en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Piedemonte y Caribe costa afuera.

La primera turbina para la Central Hidroeléctrica Gobernador Jorge Cepernic arribó por barco al puerto santacruceño de Punta Quilla. Asimismo, se inició el proceso de descarga para el posterior traslado en camiones y carretones de este equipamiento hasta la obra.

La llegada de esta turbina constituye un hito en la construcción del complejo hidroeléctrico ubicado sobre el río Santa Cruz. Estuvo presente Mario Metaza, miembro del directorio de Energía Argentina, además de otras autoridades de la empresas estatal y de la UTE constructora.

La gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, señaló que “la llegada de esta turbina es un paso muy importante para la futura generación de energía santacruceña para todo el país, a partir de nuestras represas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner”. Recordó que “en el gobierno del Pro tuvimos muchos tropiezos, pero con voluntad y decisión del actual gobierno nacional el proyecto no se detuvo. Este es el camino del desarrollo y de la soberanía energética para todo un país”.

“Agradezco a Enarsa, a la UTE y a todos los trabajadores que participan de esta construcción que nos permitirá crecer”, concluyó la gobernadora.

La turbina de tipo Kaplan, construida especialmente para la central Jorge Cepernic según normas internacionales, partió el 2 de octubre desde el puerto de Shanghai.

Dadas sus características, la carga fue dividida para su traslado. Es la primera de las tres con que contará la central, cada una de una potencia de 120 MW.

El complejo hidroeléctrico, ubicado en la provincia de Santa Cruz, tendrá una potencia instalada de 1.310 MW, de los cuales corresponden 360 MW a la central Cepernic y 950 MW a la Presidente Néstor Kichner. Permitirán un ahorro anual de 1.500 millones de dólares por sustitución de importación de combustibles líquidos.

La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, corroboró los avances de obra del proyecto CAREM, la primera central nuclear diseñada y construida íntegramente en Argentina por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

“La obra del proyecto CAREM se encuentra en un 77 por ciento y confiamos que este modelo de reactor será una ventana hacia el mundo que ya observa a nuestro país en materia nuclear”, dijo Royon.

La Secretaria estuvo acompañada por Santiago Yanotti, Subsecretario de Energía Eléctrica, Adriana Serquis, presidente CNEA, Sol Pedre, Gerente de Área CAREM y miembros de distintas áreas del CAREM, quienes recorrieron la obra en construcción del prototipo del reactor nuclear modular de potencia de 32 MWe, ubicado en la localidad de Lima, Zárate, provincia de Buenos Aires.

El 70% de los insumos, componentes y servicios utilizados en la obra son provistos por empresas argentinas, certificados bajo altos estándares de seguridad y calidad, supervisados por Comisión Nacional de Energía Atómica.

Hoy, en el mundo, más de ochenta países se encuentran en pleno diseño de reactores, y solo tres países (China, Rusia, y Argentina) están en plena obra.

Luego de la recorrida por las instalaciones, Royon puso de relieve la importancia estratégica que tiene “la energía nuclear como parte del plan de transición energética de Argentina”.

La Compañía Nacional de Energía de Abu Dhabi (TAQA), la Compañía de Inversión Mubadala (Mubadala) y la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC) han completado la transacción de Masdar, luego de lo cual todos se convertirán en accionistas de la compañía de energía limpia con sede en Abu Dhabi.
La transacción, anunciada por primera vez en diciembre de 2021, ve a las tres entidades asociándose para hacer crecer a Masdar bajo un mandato ampliado, que cubre energía renovable, hidrógeno verde y otras tecnologías de energía limpia, según un comunicado.

Masdar es una de las empresas de energía renovable de más rápido crecimiento en el mundo y apunta a un mínimo de 100 GW en capacidad de energía renovable y la producción de hasta un millón de toneladas de hidrógeno verde para 2030

TAQA está tomando una participación del 43 % en el negocio renovable de Masdar, mientras que Mubadala retiene el 33 % y ADNOC posee el 24% . TAQA pagó US$ 1.020 millones en efectivo por su participación.

Mubadala estableció Masdar en 2006 para ayudar a impulsar la diversificación económica y la agenda de acción climática de la nación. Masdar actualmente está activo en más de 40 países en seis continentes y ha desarrollado e invertido en proyectos en todo el mundo con un valor combinado de más de US$ 20 mil millones, agrega el comunicado.
Masdar también inauguró recientemente su nueva oficina en Riyadh, para fortalecer su apoyo a los objetivos de energía limpia de Arabia Saudita.

Bajo la nueva asociación, Masdar tiene como objetivo un mínimo de 100 GW en capacidad de energía renovable y la producción de hasta un millón de toneladas de hidrógeno verde para 2030, con el objetivo de aumentar su cartera de energía renovable a más de 200 GW.
El nuevo Masdar apuntará a oportunidades de crecimiento en todo el mundo, incluidos EE. UU., MENA, CIS, APAC y países europeos clave, además de ser fundamental para proporcionar la energía limpia necesaria para que el país logre su propio objetivo de cero emisiones netas para 2050. Se espera que el crecimiento provenga de proyectos nuevos y existentes, así como de adquisiciones.

Como parte del acuerdo, TAQA ofrecerá aportar sus intereses de propiedad en futuros proyectos de energía renovable de Abu Dhabi a Masdar. Mientras tanto, Masdar City, el desarrollo urbano sostenible de Abu Dhabi, seguirá siendo propiedad de Mubadala como único accionista.

. El gobierno nacional prorrogó por UN (1) año, a partir del 1 de enero de 2023, el plazo de intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), y su similar del Gas (ENARGAS), que fuera establecido por el Decreto 1020, de diciembre del 2020.

La prórroga de la intervención a estos organismos descentralizados en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, es también “hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios resultantes de los Acuerdos Definitivos de la Revisión Tarifaria Integral (RTI), lo que ocurra primero, con los alcances que en cada caso corresponda”.

La decisión fue dispuesta a través del Decreto de Necesidad y Urgencia 815/2022, que además instruye al ENRE y al ENARGAS a “realizar las medidas necesarias con el objeto de propender a una adecuación tarifaria de transición, de conformidad con las prescripciones del Decreto 1020/20”, ahora prorrogado.

El artículo 4 del DNU 815, ya oficializado, establece también que la estatal Energía Argentna S.A. (conforme los términos del Decreto 76/2022), tendrá a su cargo realizar las gestiones necesarias para constituir las servidumbres que correspondan sobre los fundos atravesados por el “GASODUCTO PRESIDENTE NÉSTOR KIRCHNER” (en construcción) y/o afectados por sus instalaciones complementarias, con ajustes a las disposiciones legales y reglamentarias aplicables en la materia”.

El ENARGAS autorizará las servidumbres administrativas de acuerdo con la Ley 24.076 (Marco Regulatorio), y demás normas reglamentarias, y estará facultado para disponer, en caso de requerimiento por parte de ENARSA, el otorgamiento de una servidumbre administrativa general sobre toda la traza del proyecto, de carácter provisorio, a los fines de facilitar el inicio de las obras, sin perjuicio de la posterior constitución de las servidumbres particulares sobre los fundos que resulten afectados”.

Ello, sin perjuicio de la obligación de ENARSA de constituir fianza suficiente para garantizar los eventuales daños y perjuicios a los propietarios superficiarios, según defina la Secretaría de Energía.

ANTECEDENTES

A manera de antecedentes, en los considerandos del nuevo decreto se hace referencia a que “las intervenciones (originales) en el ENRE y el ENARGAS remitieron al Poder Ejecutivo los resultados de las auditorías y revisiones llevadas adelante y ambos Entes Reguladores sugirieron optar por la alternativa de iniciar el proceso de renegociación de la RTI vigente (desde el gobierno anterior) , lo que motivó el dictado del Decreto 1020/20, habiéndose demostrado que las tarifas de ambos servicios no resultaron justas, ni razonables ni transparentes”.

Asimismo, se indicó que en el marco de la renegociación “resultaba conveniente establecer un Régimen Tarifario de Transición (RTT) como una solución de coyuntura en beneficio de los usuarios, así como para las licenciatarias y concesionarias, con la premisa de la necesaria prestación de los servicios públicos en condiciones de seguridad, y garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios esenciales”.

También se hace referencia a que se había dispuesto un plazo de dos años para concretar la nueva RTI, con vencimiento en diciembre de 2022.

Al respecto ahora se explicó que “para concluir el proceso de renegociación según lo establecido en el Decreto 1020/20, además de los Acuerdos Definitivos de Renegociación, resulta necesario determinar las pautas para el establecimiento del régimen tarifario integral que deberá regir en adelante según los marcos regulatorios”.

También se indica en el DNU que “el mecanismo de renegociación seleccionado respecto de la RTI requiere la proyección de indicadores propios de la industria de la energía eléctrica y del gas, como así también macroeconómicos, los que se encuentran vinculados entre sí”.

Se describe además que “corresponde poner de relieve el incremento significativo de los precios internacionales de los commodities energéticos, generado por la demanda internacional, determinado por el crecimiento de la actividad económica post pandemia, y asociado a velocidades incongruentes con las reales posibilidades de los países centrales en sus políticas y planes de transición energética, que generaron un primer salto muy fuerte de los costos energéticos mundiales hacia el tercer cuatrimestre del año 2021”.

Sumado a ello se destaca en el nuevo DNU que “el conflicto desatado entre la FEDERACIÓN DE RUSIA y UCRANIA determinó una nueva suba de los precios internacionales de los referidos productos, especialmente del Gas Natural Licuado (GNL) y del gas oil, commodities a los que debe acceder nuestro país anualmente en el invierno para complementar la producción nacional de gas natural, y abastecer la demanda interna invernal tanto de gas por redes como de generación eléctrica por centrales térmicas”.

“Los servicios públicos de electricidad y gas desempeñan un papel esencial en el desarrollo económico y social, por lo cual su accesibilidad resulta indispensable para los hogares”, puntualiza el DNU.

En consecuencia, se destaca, mediante el Decreto 332/22 “se orientó la política de subsidios sociales protegiendo fundamentalmente a los sectores con menores ingresos, con el objeto de lograr valores de la energía razonables aplicados con criterios de justicia y equidad distributiva, contemplando las distintas realidades de los usuarios procediéndose, a partir de junio de 2022, con un régimen de segmentación de subsidios a usuarios residenciales de estos servicios por red”.

“Resulta oportuno y conveniente mantener la razonabilidad tarifaria en el actual contexto de recuperación económica y evitar una desarticulación del esquema tarifario que repercuta negativamente en el ingreso disponible de los hogares e implique aumentos considerables en los costos de producción de la industria”, argumenta el DNU.

También se señala que “para realizar la renegociación definitiva de las RTI se requiere contemplar distintas variables macroeconómicas del país y financieras de cada prestadora de los servicios públicos concesionados y licenciados, según los marcos regulatorios de la electricidad y el gas”.

El Decreto 815 hace hincapié en que “tanto las concesionarias como las licenciatarias de los servicios de energía eléctrica y gas natural solicitaron a los Entes Reguladores el mantenimiento del régimen transitorio en pos de la protección de la prestación de los servicios y de lograr en la renegociación una tarifa final que resulte justa y razonable; peticionando en tal sentido una prórroga del plazo (original) establecido y consintiendo nuevas negociaciones para una adecuación transitoria, mientras se arriba a un acuerdo definitivo”.

“Lo expuesto demuestra que resulta necesaria una prórroga del Decreto 1020/20 sobre la renegociación definitiva de las RTI de las concesionarias y licenciatarias dentro de un escenario que permita una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias en los términos de la Ley (de Emergencia) 27.541”, se indicó.

A partir de un acuerdo entre ambas compañías, Pampa Energía suministrará energía eólica para las operaciones de las cuatro plantas de cemento de Holcim en Buenos Aires, Córdoba, Mendoza y Jujuy, alcanzando a cubrir un 65% del consumo de energía eléctrica de todas sus operaciones.

Holcim en Argentina, líder mundial en soluciones innovadoras y sostenibles para la construcción y Pampa Energía firmaron hoy un importante acuerdo destinado a la provisión de energía de fuente renovable para las plantas productivas. El evento se llevó a cabo en la sede de Pampa Energía en Buenos Aires con la presencia de Christian Dedeu, CEO de Holcim en Argentina y Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.
Con el acuerdo de suministros de energía con Pampa, Holcim sumará un 25% más de energía renovable, alcanzando así a cubrir el 65% del consumo de energía eléctrica en sus operaciones, logrando así un volumen total de energía de 220.000MWh.

“Esta iniciativa es el reflejo del compromiso de Holcim con la reducción de la huella de carbono en la construcción para un futuro de cero emisiones netas. Esto está impulsado por el uso de materiales alternativos y la innovación en nuestros productos, desde los combustibles alternos hasta la eficiencia operativa. Mediante estas acciones, damos pasos firmes en nuestra estrategia 2025, acelerando de forma contundente el crecimiento sostenible” aseguró Christian Dedeu, CEO de Holcim en Argentina.

A través de este contrato se evitará la emisión de 24.000 t de CO2 por año al reemplazarse energía térmica por energía eólica, el equivalente al consumo energético de más de 1400 casas en un año. El suministro de energía provendrá de la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III ubicado en el partido de Coronel Rosales, que, una vez finalizadas las obras tendrá una capacidad instalada de 134,2 MW.

“Estamos orgullosos de que Holcim nos haya elegido por los próximos 10 años como su proveedor de energía renovable en Argentina. La firma de este acuerdo es una clara demostración del compromiso que ambas compañías tenemos con el medio ambiente y la apuesta a un futuro cada vez más sostenible”, afirmó Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Con el 65% de consumo eléctrico proveniente de fuentes renovables, Holcim en Argentina producirá aproximadamente 2.470.000 millones de tn de cemento por año.
Con esta cantidad de cemento se podrá construir 206.000 viviendas (la construcción de una vivienda familiar tipo -100 m2- consume un aproximado de 12 t de cemento) y 3300 km de ruta de dos carriles.

Esta acción se enmarca en el pilar Clima y Energía del Plan de Desarrollo Sostenible de Holcim, cuyo objetivo es ser Net Zero al 2050. Las metas de dicho pilar fueron validadas por la Iniciativa Science Based Targets (SBTi), mostrando su compromiso hacia la carbono neutralidad.

Con la sostenibilidad al centro de su estrategia, Holcim se está convirtiendo en una empresa carbono neutral, con el lanzamiento de productos sustentables como el hormigón verde ECOPact, que hoy ya está siendo colocado en la gran obra de Aña Cuá en Yacyretá y que implica menos del 30% de emisiones de CO2 a la atmósfera. Recientemente presentó ECOPlanet, la nueva línea, la gama más amplia de cementos sustentables del mundo con una reducción del al menos el 30% en las emisiones de carbono durante su proceso de producción con un rendimiento igual o superior a un cemento tradicional.

Acerca de Holcim en Argentina
Perteneciente al Grupo Holcim, construye progreso para las personas y el planeta. Como líder mundial en soluciones innovadoras y sostenibles para la construcción, Holcim está construyendo ciudades más verdes, con una infraestructura más inteligente y que funcionen para todas las personas. Con la sostenibilidad en el centro de su estrategia, Holcim se está convirtiendo en una empresa Net Zero, con su gente y comunidades en el foco de su crecimiento. Cuenta con cuatro plantas de cemento ubicadas en las provincias de Córdoba, Mendoza, Jujuy y Buenos Aires. Asimismo, cuenta con plantas fijas y móviles de hormigón elaborado. Con más de 90 años de trayectoria en Argentina, Holcim son 1.000 personas apasionadas por construir progreso para las personas y el planeta a través de cuatro segmentos comerciales: cemento, hormigón, agregados y soluciones y productos

La Entidad Binacional Yacyretá destacó que en la mañana del 6 de diciembre “se realizó con éxito el cierre de la Interconexión entre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y el Sistema Interconectado Nacional Paraguayo (SINP)”.

La interconexión se realizó a través de la Central Hidroeléctrica Yacyretá, implicando la
vinculación de la Central Hidroeléctrica ITAIPÚ, el Sistema Interconectado Nacional Paraguayo, la Central Hidroeléctrica Yacyretá, el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y El Sistema Interconectado Nacional Uruguayo (SIN-UTE).

Esta unificación impacta en el nodo CHY (punto de conexión entre el SADI y el SINP) teniendo una importancia superlativa, tanto desde el punto de vista técnico como en un sentido más amplio, vinculado con la integración regional, se indicó.

Cabe destacar que el objetivo final que se prevé es que queden vinculados los Sistemas Eléctricos argentino, paraguayo, uruguayo y brasileño. De esta forma, estos Sistemas trabajarán de manera interconectada y brindarán una mejor calidad del servicio con una mayor confiabilidad y flexibilidad en las maniobras, logrando integración regional entre los 4 países en esta materia, puntualizó la EBY.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, expresó el repudio del Gobierno Nacional al sabotaje que afectó a una línea de Extra Alta Tensión ubicada en la provincia de Chubut.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, explicó las características del incidente ocurrido en una línea de Alta Tensión de la región patagónica, que se vio afectada por un atentado que provocó la caída de una de sus torres en la noche del último domingo.

“Primero se detectó la falla en la línea, luego se la recorrió y se encontró una torre caída con los tensores que la sujetaban en el suelo, cortados por una amoladora. Es decir, que no fueron cables arrancados por un evento climático, sino que fueron cortados, ese corte en combinación con el viento provocó la caída de la torre” detalló la autoridad nacional.

Como consecuencia de esta situación, la Patagonia quedó momentáneamente aislada respecto del Sistema Argentino de Interconexión Eléctrico (SADI), lo que impide contar con el aporte de energía generado desde allí, pero también limita la posibilidad de transferirle a la región MW ante un eventual exceso de su demanda.

Al respecto, Yanotti precisó: “Esa línea es el único vínculo que tiene buena parte de la Patagonia con el sistema nacional, tanto para Comodoro Rivadavia como para otras importantes ciudades del sur de nuestro país. Se abastecen con la energía que producen y, si consumen de más, hay cortes”.

Y agregó: “Al resto del sistema eléctrico también se lo perjudica con esta situación. Este atentado nos encarece el sistema en un contexto de elevada demanda, perdemos unos 1.000 MW que hoy podríamos estar tomando barata de Futaleufú”.

El subsecretario explicó en declaraciones radiales que las necesidades de la demanda quedaron garantizadas al suplir la electricidad que no se sumó al sistema a causa del sabotaje con la importación desde Uruguay.

El atentado provocó la caída de una torre integrante de una Línea Aérea de Alta Tensión ubicada a 40 kilómetros de la Estación Transformadora de Puerto Madryn, como consecuencia del incidente se produjeron cortes de energía que afectaron a las ciudades de Puerto MAdryn, Trelew y Comodoro Rivadavia, entre otras.

Respecto a la gravedad de lo ocurrido, expresó: “Lo que pasó ha sido muy grave, solicitamos que se investigue para llegar al fondo de la cuestión. Hemos hablado este tema con la secretaria Flavia Royon y con el equipo del ministro Massa, por eso solicitamos a Transener y a las autoridades que se investigue, para que esto no vuelva a ocurrir, vamos a bregar porque los responsables paguen hasta las últimas consecuencias que correspondan”.

Yanotti se puso en contacto con la empresa TRANSENER, operadora del servicio de Alta Tensión, quien le confirmó que se encuentra trabajando para restituir la estructura derribada y así dotar nuevamente de energía a la línea.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) registró 14 ofertas que totalizaron 21,5 millones de metros cúbicos día en un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a la provisión de gas a usinas generadoras en la segunda quincena de diciembre. El precio promedio ponderado fue 2,86 dólares el Millón de BTU.

El concurso estuvo destinado a recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales.

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

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 12/12/2022 y el 31/12/2022.

Un total de 10 ofertas llegaron desde la cuenca neuquina, por un volumen de 11,5 MMm3/día y precios que van desde 2,15 hasta 3,00 dólares el MBTU.

Otras 2 ofertas llegaron de Tierra del Fuego, por 5,5 MMm3/día y precios de entre 2,77 y 2,81 dólares el MBTU. Una oferta llegó desde Santa Cruz, por 3 millones de metros cúbicos día y un precio de 2,83 dólares el MBTU, y la oferta restante llegó desde Chubut, por 1,5 MMm3 y un precio de U$S 2,88 el MBTU.

Del 12 al 16 de diciembre se realizará en Ciudad de Panamá la VII Semana de la Energía, que reunirá e a autoridades y líderes del sector energético de América Latina y el Caribe para compartir su visión acerca de los temas más relevantes de la nueva agenda del sector.

Se enfocarán en cuestiones como la seguridad energética, energías renovables, transiciones energéticas, las oportunidades de la región en el actual contexto de crisis internacional, y el desarrollo de nuevas industrias como la del hidrógeno verde.

Se trata del principal evento del sector energético a nivel regional, organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), la Secretaría Nacional de Energía de Panamá y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), con la colaboración de EnergyNet.

Está confirmada la participación de más de 20 delegaciones de países miembros de Olade, conformadas por autoridades de primera línea de ministerios y secretarías de Energía.

También la presencia de 120 expositores entre autoridades, representantes de agencias y organismos internacionales, banca multilateral, y empresas públicas y privadas. También la realización de 19 mesas de diálogo, y la asistencia de más de 400 profesionales del sector energético regional.

Se destacan las conferencias magistrales e intervenciones de Jorge Rivera, Secretario Nacional de Energía de Panamá; Alfonso Blanco, Secretario Ejecutivo, de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE); Ariel Yépez, Gerente Sector de Infraestructura y Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

También disertarán Joseph McMonigle, Secretario General, Foro Internacional de Energía – IEF; Francesco La Camera, Director General, Agencia Internacional de Energías; Mary Burce Warlick, Directora Ejecutiva Adjunta, Agencia Internacional de Energía (AIE); y Jason Bordoff, Founding, Director del Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia SIPA.

En el panel de apertura se contará con la participación del Secretario de Energía del país anfitrión, Secretario Ejecutivo de Olade y la representante del BID, Rocío Medina Bolivar. Intercambiarán sobre el apoyo a transiciones energéticas igualitarias, los proyectos clave a nivel regional, inversiones y seguridad energética.

Durante la VII Semana de la Energía, las temáticas girarán en torno a innovación, desarrollo energético sostenible, género, seguridad energética e integración.

Al respecto, el Secretario Ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco, explicó que “este año nos estamos focalizando mucho en los aspectos de la coyuntura del sector energético global como la crisis de suministros y procesos inflacionarios derivados, así como el impacto en las acciones climáticas”.

La Semana de la Energía es también una plataforma para mostrarle al resto del mundo las fortalezas de nuestra región”, agregó Blanco.

Se llevarán a cabo presentaciones, paneles integrados por líderes de la industria, debates interactivos y colaborativos en estilo “boardroom”, y workshops organizados por diversas organizaciones.

Los proyectos de hidrógeno verde en Latinoamérica serán debatidos en una reunión especial que tratará de cómo aprovechar las ventajas de la región, las posibilidades de financiamiento y las lecciones aprendidas a nivel de proyectos piloto. Los panelistas en esta instancia serán el CEO de Ecopetrol, Felipe Bayon, el líder de electro movilidad del Programa Medio Ambiente de ONU, Jone Orbea, y la Senior Energy Specialist del Banco Mundial, Janina Franco.

Otro de los encuentros estará dedicado a nuevas tecnologías de almacenamiento de energía. Allí se abordarán temáticas como el papel del cobalto, el litio y las tierras raras; almacenamiento en plantas termo solares de concentración, a través de renovables y el hidrógeno verde.

El intercambio se dará junto a Edwin Malagón, Especialista Regional en Energía del BID, el consultor Pablo Corredor, el representante de la División de Energías Sostenibles, Ministerio de Energía de Chile, Danilo Jara, el Project Development Manager de Canadian Solar, Daniel Chaves, y la Sales manager Battery Energy Storage de BASF, Mayeana Kamara.

También se dedicará una instancia a debatir sobre la infraestructura y las inversiones necesarias para escalar el electro movilidad en la región. Allí se analizarán iniciativas sobre el uso de Biocombustibles para el transporte masivo.

En el debate acerca de la igualdad de género se profundizará en las barreras existentes y se promoverá un mecanismo para garantizar la inclusión de esta perspectiva y que se vincule el análisis, las acciones, el seguimiento y la evaluación de género.

En esta instancia intercambiarán visiones la Subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo, la Directora Regional de Relaciones Corporativas para las Americas de Shell, Barbara Blakely, la especialista sénior en energía del BID, Virginia Snyder, y el coordinador del programa de energía para Centroamérica de la Agence Française de Développement (AFD), Juquois Fabrice.

Además, se realizarán boardrooms acerca de transiciones energéticas justas, planificación de redes con energía renovable variable, tendencia e innovación en tecnología solar, implementación de proyectos eólicos off shore, tecnologías de la información y comunicaciones en el sector energético, rol de los gobiernos locales en la transición energética, iniciativas de integración eléctrica, entre otros.

Para acceder a la AGENDA COMPLETA: https://semanadelaenergia.olade.org/

La Cámara Federal de Mar del Plata resolvió dejar sin efecto una medida cautelar contraria a las actividades de prospección sísmica en procura de hidrocarburos off shore en la Cuenca Argentina Norte del Mar Argentino ( CAN_100, CAN_108 y CAN_114) , y en consecuencia autorizó la continuidad en las actividades al respecto.

La resolución judicial establece condiciones a las que deberán atenerse las empresas a cargo del proyecto. En el caso de la CAN_100 a cargo de YPF-Shell-Equinor, siendo esta última quien realizará la tarea de prospección.

En el texto de la Cámara Federal marplatense puntualizó que “Se deja sin efecto la medida cautelar oportunamente trabada en autos, y autoriza la continuidad en las actividades…., en los términos dispuestos por ésta sentencia”.

Se establece como condiciones esenciales para ejecutar el Proyecto que:
. Deberán incluirse, como Observadores Permanentes, a miembros del equipo “Pampa Azul”, en el número de integrantes que la autoridad administrativa considere adecuado, quienes deberán velar por el cuidado del Monumento Natural Ballena Franca, por la tutela del Agujero Azul, así como denunciar a las autoridades administrativas y judiciales actuantes cualquier acontecimiento que afecte sensiblemente al ambiente, para propiciar la inmediata suspensión de las actividades.

. Las actividades de prospección sísmica no deberán llevarse a cabo a una distancia menor a cincuenta (50) km. del sector que comprende la zona denominada “Agujero Azul”.

. Las actividades propias del Proyecto deberán suspenderse inmediatamente, ante la verificación de cualquier acontecimiento que dañe sensiblemente al ambiente, tanto por parte de las autoridades administrativas o judiciales como por parte de los responsables de su ejecución.

. Exhortar a las autoridades administrativas a que propicien y mantengan permanentemente un máximo nivel de control sobre las actividades del Proyecto, para cumplir con las mandas que el derecho impone en la materia respecto a la tutela del medio ambiente, y para velar por el cumplimiento de cualquiera de las condiciones antes establecidas, debiendo articularse la inmediata suspensión de las actividades del Proyecto en caso de incumplimiento.

Los mayores productores de petróleo del mundo reunidos en la OPEP+ decidieron mantener sin cambios los niveles de suministros al mercado global en respuesta a la medida instrumentada por la UE y el G7. El anuncio llega luego de que los ministros de la eurozona reunidos hoy (4/12/22) reafirmaran la negativa a adquirir petróleo ruso a un precio mayor que 60 dólares por barril. Moscú informó que no suministrará combustible a los países que implementen la medida por “no competitiva”

La OPEP+ tampoco reducirá su producción de crudo como había previsto y mantendrá los niveles actuales de 41,5 millones de barriles diarios. Así, el Brent —la marca de referencia para el petróleo en Europa— que cerró el 2 de noviembre en 85,42 dólares el barril, en comparación con los 98 dólares del mes anterior se mantiene. El límite de 60 dólares por barril de petróleo ruso que se autoimpusieron en el G7 y la UE implica que Moscú rechace exportar a esos países y siga vendiendo a otros mercados.

A partir de las 0 hs del domingo 4 de diciembre YPF realizó un aumento de precios del 4 por ciento promedio país en sus naftas y gasoils.

A modo de referencia cabe detallar que en las estaciones de servicio de la marca ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires YPF fijó los siguientes precios:
Nafta Súper $ 150,90 el litro; Infinia Nafta $ 185,70; Diesel-500 (común) $ 162,10 y el litro de Infinia Diesel a $ 222,00.

“YPF continuará realizando sus mayores esfuerzos productivos y logísticos para sostener el abastecimiento del mercado nacional en un contexto de sostenidos récords históricos de demanda estacional”, señaló la compañía de mayor participación en el mercado local de los combustibles.

Cabe referir que la devaluación acumulada desde el último aumento de los combustibles (el 3/11) fue de 6,0 %, superando en +2 puntos porcentuales el ajuste de precios de los combustibles ahora dispuesto por la compañía.

Ello en el marco de un acuerdo de precios pautado hasta fin de marzo venidero entre el ministerio de Economía y las empresas petroleras, con ajustes de 4% en diciembre, enero y febrero, y de 3,8 % en marzo, en procura de una menor inflación en los próximos meses.

Por su parte, desde el citado último ajuste de los combustibles, el precio del biodiésel subió +14,4 por ciento. Por ello, Economía también resolvió la semana pasada pautar los precios del biodiesel hasta marzo inclusive en niveles similares a de las naftas y gasoils.

En los últimos 12 meses, el ajuste de precio acumulado de las naftas es de aproximadamente 58 % y el del gasoil del 80 % (71 % en promedio) mientras que el IPC varió en el mismo lapso 83,4´por ciento.

Los miembros de la Unión Europea acordaron un tope de 60 dólares al barril de petróleo ruso como parte de las sanciones tras la invasión a Ucrania. La medida entrará en vigor el lunes 5 de diciembre.

“Juntos, el G7, La Unión Europea y Australia, han establecido un límite al precio del petróleo ruso transportando por mar, lo que nos ayudará a alcanzar nuestro objetivo de restringir la principal fuente de ingresos de Putin para su guerra ilegal en Ucrania, preservando al mismo tiempo la estabilidad del suministro energético mundial”, indicó la secretaria del Tesoro de EE.UU, Janet Yellen

Ucrania auguró el sábado (03.12.2022) que la imposición de un tope de precios al petróleo Rusia por las potencias occidentales hundirá la economía del segundo mayor exportador mundial de crudo.

El tope del precio entrará en vigor en todas las jurisdicciones del G7, la UE y Australia el 5 de diciembre. Se espera que las regulaciones respectivas incluyan una excepción, de tiempo limitado, para las transacciones que involucran petróleo despachado en puertos y cargado en un buque antes de esa fecha.

Por otro lado, el tope para los productos petrolíferos de origen ruso entrará en vigor el 5 de febrero de 2023. “Anunciaremos los precios máximos de los productos petrolíferos de origen ruso (uno para los productos refinados de alto valor y otro para los de bajo valor ) por separado” comunicó la Cancillería alemana.

El límite de precios prohibiría a las empresas proporcionar servicios y envíos como seguros, intermediación y asistencia financiera, necesarios para transportar petróleo ruso a cualquier parte del mundo, a menos que el crudo se venda por debajo del umbral acordado.

La medida busca evitar picos de precios globales por un lado y a su vez, limitar los ingresos a Rusia. No obstante, algunos países de la eurozona discrepan de las medida recientemente tomada porque va en contra de sus intereses. Precisamente las naciones bálticas , Polonia y Hungría se han opuesto sistemáticamente a las sanciones impuestas por la UE.

El ministro de Economía, Sergio Massa, mantuvo una reunión con el Presidente Ejecutivo de CAF (banco de desarrollo de América Latina), Sergio Díaz-Granados, para avanzar con el financiamiento del segundo tramo del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, y explicó que el objetivo es activar la construcción de la Etapa II de dicho proyecto en 2023 para tenerlo operativo en el invierno del 2024.

La Etapa I del GPNK esta en desarrollo con financiamiento estatal y su terminación (tramo Tratayen-Salliqueló) esta proyectada para el invierno del 2023. La Etapa II requiere de inversión privada, de organismos de crédito como la CAF, y también se estan realizando gestiones con Brasil para contar con financiamiento del Banco de Desarrollo (BNDES).

El segundo tramo del ducto se extenderá desde Salliqueló (Provincia de Buenos Aires) hasta San Jerónimo (Santa Fe) para allí empalmar con el GNEA y llegar hasta la frontera con Brasil. Se posibilitará así el suministro de gas natural argentino (Vaca Muerta-NQN) al sur brasileño.

En su reunión con Díaz-Granados, Massa estuvo acompañado por la secretaria de Energía, Flavia Royón; el ministro de Ambiente, Juan Cabandié; y el presidente de la estatal Energía Argentina, Agustín Gerez, empresa a cargo de la construcción del GPNK.

Con referencia a la reunión el ministro Massa sostuvo que “creemos que la CAF tiene la actividad y la mirada hacia la región que por ahí otros multilaterales no tienen, y la comprensión y el conocimiento de la realidad de la región, y eso es sumamente importante”.

“Es fundamental avanzar en el financiamiento del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner. La verdad es que esta iniciativa de financiar 540 millones de dólares a través de la CAF nos pone en un sendero mucho más probable de que no más allá de junio de 2024 tengamos terminado ya el segundo tramo, y no solamente el primero, cuyo compromiso es entregarlo y ponerlo en marcha el 20 de junio de 2023”.

Asimismo, describió que “el apoyo y el respaldo para la política de medioambiente con 125 millones de dólares también son importantes, pero sobre todo la tranquilidad de que a principios de año Argentina y CAF se comprometieron a un programa de financiamiento que llegaba a los 1.000 millones de dólares, y que la cartera está cumpliendo”.

Massa destacó que “se hicieron esta semana los desembolsos que faltaban. Eso para la Argentina funciona como respaldo fundamental, y nos da para 2023 una perspectiva enorme con otros 1.000 millones de dólares de desembolso para seguir ampliando inversiones en la Argentina”.

El ministro puntualizó que “no son sólo inversiones en energía, medioambiente, ferrocarriles, temas de salud, infraestructura vial, agua y saneamiento; tenemos una enorme cartera que de alguna manera nos permite seguir consolidando un camino de inversión para el desarrollo”.

El gobierno de Chubut anunció el inicio de obra para ampliar el abastecimiento eléctrico en la Comarca Andina. Se trata de una decisión estratégica para el desarrollo urbano de la región cordillerana largamente esperada por la población y contempla, principalmente, la ampliación de la Estación Transformadora El Coihue y Las Golondrinas, se indicó.

El anuncio fue realizado por el gobernador Mariano Arcioni, en la Estación Transformadora ‘El Coihue’ y la firma del contrato para ampliar el abasto de electricidad a la Comarca Andina del Paralelo 42 tiene un presupuesto de 789 millones de pesos.

El mandatario chubutense estuvo acompañado por los intendentes de Cholila, Silvio Bourdergham; de El Hoyo, Pol Huisman; de El Maitén, Oscar Currilén; de Lago Puelo, Augusto Sánchez; y de Epuyén, Antonio Reato.

También, asistieron los intendentes de Tecka, Jorge Seitune, de Paso de Indios, Mario Pichiñan, y de Trevelin, Héctor Ingram.

Arcioni señaló que el proyecto en cuestión tiene más de 22 años de espera, y remarcó que detrás de esta “decisión política hay muchos actores” relevantes, entre ellos intendentes, ministros, trabajadores y diputados, como Santiago Igon.

“Si no hay energía es imposible el crecimiento”, planteó, valorando la inversión que se lleva adelante desde la Provincia en servicios públicos.

Al respecto describió que actualmente “tenemos en ejecución diferentes obras energéticas de transporte en alta y media tensión: dos tramos en Ruta N° 3 Camarones- Garayalde, y llamaremos a licitación Ameghino – Los Altares, y después tenemos Las Plumas – Paso de Indios”.

Además, Arcioni puso en valor los distintos proyectos para generar energía, a través de los recursos forestales, y aseveró que en Chubut existe una apuesta fuerte por la actividad de la biomasa.

Los intendentes calificaron de “histórica” la ampliación del abastecimiento eléctrico para la Comarca Andina y consideraron que “será una bisagra para el desarrollo” de las localidades en la región. “Traerá un beneficio para los hogares y, en simultáneo, permitirá la radicación de emprendimientos privados. “Valoramos la gestión y el hecho de poder acordar entre la Nación, la provincia y los municipios”, añadieron.

Junto al gobernador Arcioni y el conjunto de los intendentes de la zona, estuvieron los ministros de Infraestructura, Energía y Planificación, Gustavo Aguilera; de Seguridad, Miguel Castro; y de Agricultura, Ganadería, Industria y Comercio, Leandro Cavaco.

Las petroleras Shell y Axion variaron al alza los precios de sus naftas y gasoils aplicando el 4 por ciento acordado con el Ministerio de Economía como parte de un sendero de subas hasta marzo próximo inclusive.

Habrá otros ajustes del mismo porcentaje en enero y febrero, y de 3,8 % en marzo, como parte de una política de acuerdos sectoriales que procura morigerar la inflación.

Los nuevos precios de referencia en estaciones de servicio de la marca Shell en la Ciudad de Buenos Aires son: $ 159,9 por litro de nafta súper; $ 194,4 para la nafta V-Power (premium); $ 178,8 para el gasoil común, y $ 229,9 para el gasoil V-Power.

En el caso de Axion los precios de referencia son de $ 159.9 para la nafta súper; $ 194,5 para la Quantium nafta (premium) y $ 230,9 el litro del gasoil Quantium.
Se estima que en las próximas horas también actualizará sus precios YPF, la petrolera de mayor participación en el mercado local.

Los premios fueron recibidos por directivos de la empresa: Alberto González Santos, Gerente General; y Bettina Llapur, Directora de Comunicación y RRII.

En el marco de las distinciones que otorga anualmente para reconocer a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad, el Foro Ecuménico Social entregó sus premios 2022, en los cuales distinguió a  Naturgy con tres reconocimientos: Premio Latinoamericano a la Responsabilidad de Empresas, por su reporte global de sustentabilidad; Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina; y distinción en la Categoría Voluntariado por su programa Emprendedores Sociales. 

Los premios fueron entregados por María Kodama, presidente de la Fundación Internacional Jorge Luis Borges, y la Hermana Theresa Varela, presidente del Foro Ecuménico Social y de la Fundación Misión Esperanza.

“Estos reconocimientos de tan prestigiosa institución nos alientan a continuar con el compromiso asumido por la empresa y por nuestros colaboradores para alcanzar un desarrollo sustentable de nuestra actividad y aportar a la sociedad no solo en lo económico sino también en lo social y ambiental. Esta distinción nos llena de orgullo y nos motiva a seguir por este camino”, destacó Bettina Llapur, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy en Argentina.

Con relación al premio al Mejor Reporte Social de la Argentina, vale destacar que Naturgy realiza su Informe de Responsabilidad Corporativa en forma ininterrumpida desde 2004. La nueva edición del Informe de Responsabilidad Corporativa fue realizada de acuerdo a los lineamientos del Global Reporting Institute, bajo la guía GRI Standards. A su vez, se trabajó con la herramienta SDG Compass, para integrar y rendir cuenta de los avances de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

En el caso del reconocimiento en la Categoría Voluntariado, el jurado distinguió a Emprendedores Sociales, iniciativa de Naturgy que promueve que los empleados de la empresa apoyen a instituciones sociales para el desarrollo de proyectos comunitarios vinculados al “Cuidado de la Energía y Medioambiente” y a la “Promoción Social”. Hubo 13 proyectos premiados, cuyos responsables también recibieron una distinción de parte del Foro Ecuménico Social por su participación en el programa de Naturgy.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1.300 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

La demanda de gas en el mundo disminuyó en 55.000 millones de metros cúbicos entre enero y noviembre de este año, informó Gazprom.

“Según las primeras estimaciones preliminares y los datos operativos disponibles, en 11 meses del año en curso, la demanda mundial disminuyó en 55.000 millones de metros cúbicos”.

En los 27 países de la Unión Europea Gazprom registró una caída de unos 50.000 millones m3 del consumo del combustible, mientras que en el Reino Unido, más de 6 millones m3. Asimismo, la empresa comunicó haber reducido en un 19,4% la producción de gas durante ese mismo período, hasta 376,9 millones de metros cúbicos.

En lo referente a las exportaciones a países más distantes, Gazprom reportó una disminución del 44,5%, hasta alcanzar los 95,2 millones de metros cúbicos. Gazprom cerró 2021 con una producción de 514.800 millones de metros cúbicos de gas, la cifra más alta en los últimos 13 años.

. El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó, a través de su Resolución 456/2022, la Norma NAG-420, que establece los “Requisitos de habilitación para el abastecimiento de Gas Natural Vehicular (GNV) a Vehículos de Transporte de Pasajeros y de Carga”. 

La normativa aprobada, fue elaborada sobre la base del Documento que el Organismo sometiera a consulta pública y define los requerimientos para la ampliación de las habilitaciones emitidas por las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución a las Estaciones de Carga previamente habilitadas bajo la reglamentación vigente conforme la NAG-418 y concordantes. 

Los requisitos dispuestos en la NAG-420 para ampliar la habilitación de las estaciones de carga del territorio nacional, permitirá operar de forma segura el abastecimiento de GNV a vehículos carreteros destinados al servicio de transporte de pasajeros o de carga. 

La mencionada norma ofrece una alternativa viable en el país, tanto por la disponibilidad de gas natural para uso vehicular, como por la extensión de sus redes de distribución, oferta y dispersión de puntos de abastecimiento a vehículos, en lugares de alta concentración urbana y Rutas Nacionales o Provinciales, describió el Ente Regulador. 

“ENARGAS continúa promoviendo esquemas reglamentarios tendientes a mejorar la calidad y eficiencia del servicio de transporte público, en términos de movilidad más saludable, por la reducción de emisiones gaseosas y sonoras contaminantes”, se indicó. 

El Plan Estratégico de Petrobras para el quinquenio 2023/2027 prevé inversiones de hasta US$ 78.000 millones una cifra superior en 15% respecto al plan anterior.
La cantidad es superior al promedio de los últimos seis planes estratégicos, que fue de US$ 72.000 millones, volviendo así al nivel anterior a la pandemia. Por segmentos, las inversiones en exploración y producción suponen el 83% del total.

Respecto al área de refinación, el plan prevé inversiones en ocho nuevas unidades de procesamiento, además de seis obras de adecuación de gran envergadura en las unidades existentes. Con estos proyectos concluidos, se espera que la capacidad de procesamiento y conversión de refinación de Petrobras aumente en 154.000 barriles por día.
A su vez, en el área de comercio y logística, Petrobras intensificará sus operaciones en mercados estratégicos de Brasil mientras continúa expandiendo y fortaleciendo sus operaciones en mercados externos a través de la captación de nuevos clientes y la búsqueda constante de las mejores oportunidades para potenciar el valor de sus productos, con una inversión prevista de US$ 1.600 millones

Además, las inversiones destinadas a iniciativas de bajo carbono ascienden a los US$ 4.400 millones, con el objetivo de contribuir a la descarbonización del sector.

La meta de producción para 2023 se mantuvo en 2,1 millones de barriles de petróleo por día, mientras que para 2024 y 2025 se redujo en aproximadamente 100.000 barriles por día en comparación con el plan anterior, debido a ajustes en el cronograma de interconexión de pozos.

Dos importantes empresas internacionales serán las responsables de la producción a gran escala de hidrógeno verde, a partir de energía limpia, en Paraguay. Se trata de la asociación de Urbas con la británica Atome . La planta tendrá una potencia de 120 MW y estará operativa en 2025. Esta nueva planta estará ubicada en Villeta, a 35 kilómetros de Asunción, y se convertirá en la mayor instalación de hidrógeno y amoniaco verdes en Latinoamérica basada en energía renovable.

Urbas será responsable de los trabajos de estudio, consultoría, diseño e ingeniería de la planta; del análisis y proyecciones de inversión, así como del estudio de la producción, lo que permitirá evaluar las tecnologías adecuadas para la unidad electrolizadora, y el coste de la obra civil y del montaje electromecánico para la construcción de la planta.

La planta de Villeta es la primera fase de un proyecto total de 420 MW que Atome tiene previsto construir en Paraguay. Podrá producir 50 toneladas de hidrógeno diarios y 300 toneladas de amoniaco en estado líquido, listo para ser transportado y comercializado. Esta planta empleará la energía renovable de la central hidroeléctrica de Itaipú,

Acwa Power, con sede en Arabia Saudita, acordó con Water and Electricity Holding Company (Badeel), una unidad de propiedad total del fondo soberano de riqueza PIF (Public Investment Fund) del reino, para desarrollar una energía solar fotovoltaica (PV) de 2.060 MW. ) planta en Al Shuaibah en la provincia de Makkah.
 
Un desarrollador, inversionista y operador líder de plantas de generación de energía, desalinización de agua e hidrógeno verde en todo el mundo,. Según el acuerdo, Badeel y Acwa Power construirán, y operarán la instalación Al Shuaibah 2 y la electricidad producida se venderá a Saudi Power Procurement Company (SPPC). 
 
Cuando esté completa, será la instalación más grande de su tipo en el Medio Oriente que alimentará a 350,000 hogares.
 
El vicegobernador y director de Mena Investments en PIF, Yazeed A. Al-Humied, dijo que esto marca un logro clave hacia el compromiso de PIF de desarrollar el 70 % de la energía renovable de Arabia Saudita para 2030. 
 
 
El proyecto será propiedad conjunta de Badeel y Acwa Power. Cada empresa tendrá una participación accionaria del 50% a través del establecimiento de una empresa conjunta, Shuaibah Two Electrical Energy Company, dedicada al desarrollo del proyecto. Las operaciones comerciales están previstas para el cuarto trimestre de 2025.

La Secretaría de Energía fijó un sendero de precios de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil, en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para los períodos mensuales que van desde el 15 de noviembre hasta fin de marzo inclusive.

Se trata del mismo criterio y porcentajes similares (10% en noviembre, y del 4 % desde diciembre a marzo) al aplicado para los precios de los combustibles, procurando con ello morigerar la inflación en los próximos meses, en el contexto del programa “Precios Justos” activado por el ministerio de Economía.

El sendero de ajustes dispuesto por la resolución 791/2022 establece:
a) PESOS DOSCIENTOS CUARENTA Y DOS MIL ($ 242.000) por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo entre el 15 y el 30 de noviembre de 2022, inclusive;
b) PESOS DOSCIENTOS CINCUENTA Y UN MIL SEISCIENTOS OCHENTA ($ 251.680) por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de diciembre de 2022;
c) PESOS DOSCIENTOS SESENTA Y UN MIL SETECIENTOS CUARENTA Y SIETE ($ 261.747) por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de enero de 2023;
d) PESOS DOSCIENTOS SETENTA Y DOS MIL DOSCIENTOS DIECISIETE ($ 272.217) por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de febrero de 2023;
e) PESOS DOSCIENTOS OCHENTA Y TRES MIL CIENTO SEIS ($ 283.106) por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo a partir del mes de marzo de 2023 y hasta que un nuevo precio lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, puntualizó la resolución.

Arabia Saudita se convertirá en una de las grandes economías de más rápido crecimiento del mundo en 2022 con un crecimiento del PBI real superior al 7%. El superávit de la cuenta corriente alcanzará el 13,7% del PBI en 2022, según la principal agencia de calificación S&P Global.
 
El crecimiento fue impulsado principalmente por los altos precios del petróleo, lo que ayudó a la fuerte recuperación del reino en 2022. pero el crecimiento se desacelerará el próximo año debido a los recortes de suministro acordados bajo la OPEP+. 
 
S&P dijo que además de los altos precios del petróleo, el aumento de la producción de petróleo y el sólido impulso no petrolero también ayudaron al crecimiento de la economía este año. 
 
El PBI aumentó por sexto trimestre consecutivo, creciendo un 8,6% interanual en el tercer trimestre de 2022, indica el informe que cita las estimaciones preliminares publicadas por la Autoridad General de Estadísticas. 
 
“Estimamos un retorno a los superávits fiscales del 6,3 % del PBI en 2022 y del 3,5 % en 2023. Dado que se espera que el precio del petróleo Brent promedie alrededor de US$ 100/bbl en 2022 y se mantenga elevado hasta 2023, esperamos que la cuenta corriente registre superávits significativos este año y el próximo”, dijo S&P en su revisión. 
 
El superávit de la cuenta corriente podría alcanzar un superávit muy grande de 13,7% del PBI este año, el más alto desde 2013 y luego podría moderarse a 5,9% en promedio durante 2023-2025 a medida que los precios del petróleo disminuyan, agregó.
 
Según S&P, las reformas gubernamentales y los altos precios del petróleo ya están creando importantes oportunidades de inversión para las empresas saudíes. 
 
Dados los numerosos esquemas gubernamentales, compromisos de inversión y planes de gasto del sector privado del país, sus necesidades de inversión son significativas. El sector bancario no podrá satisfacer todas las necesidades a pesar de su fuerte capitalización.
 
En tal escenario, los mercados de capital del reino desempeñarán un papel clave en la financiación no solo de las inversiones del sector privado, sino también de los megaproyectos como Neom, cuya salida a bolsa se espera para 2024, afirmó.
 
“No anticipamos tomar ninguna acción de calificación inmediata sobre las empresas saudíes, incluso si elaboran importantes presupuestos de gastos de capital durante los próximos dos a cinco años, dados sus balances saludables y su sólida liquidez. Sin embargo, con el tiempo, revaluaremos nuestras calificaciones a medida que se ejecutan los proyectos porque cualquier alza en la calificación dependería de la mejora de las tendencias comerciales, el crecimiento sostenible del Ebitda o métricas de apalancamiento más sólidas”, dijo la agencia calificadora en su informe.
 
Según S&P Global, el gobierno planea transformar los sectores financiero, de salud, vivienda e infraestructura, entre otros. También quiere centrarse en el capital humano y la sostenibilidad. 
 
Lanzó la Estrategia Nacional de Inversión (NIS) en 2021 para empoderar a los inversores, ofrecer inversiones
oportunidades, brindar soluciones de financiamiento y mejorar la competitividad. El NIS se lanzará
varias iniciativas en los próximos años, con más de 12 billones de SR para invertir en la economía nacional durante 2021-2030. 
 
El gobierno de Arabia Saudita se centra en la reforma económica. Su plan Visión 2030 establece varios caminos para diversificarse más allá de los hidrocarburos a través de programas, iniciativas y asignaciones presupuestarias. 
 
Esto ha llevado a importantes anuncios de proyectos en varios sectores corporativos. 
 
El fondo de riqueza soberana del reino Public Investment Fund (PIF) tiene US$ 620 mil millones en activos bajo administración y es un catalizador para la transformación económica de Arabia Saudita. El fondo ha identificado 13 sectores estratégicos a priorizar para apoyar mejor la economía nacional. 
 
Estos son aeroespacial y de defensa; automotor; transporte y logística; comida y Agricultura; construcción y edificación; componentes y servicios; entretenimiento, ocio y deportes; servicios financieros; bienes raíces; servicios públicos y renovables; metales y minería; cuidado de la salud; bienes de consumo y venta al por menor; y telecomunicaciones y medios y tecnología.
 
Para cumplir con Vision 2030, PIF y las empresas de su cartera tienen como objetivo ayudar a aumentar el PBI no petrolero anual de Arabia Saudita en aproximadamente un 7%.
 
Según S&P, es probable que la inversión siga siendo bastante alta como porcentaje del PIB (la formación bruta de capital fijo fue del 24 % en el segundo trimestre). Los esfuerzos para impulsar el crecimiento no petrolero a través de la inversión extranjera directa (IED) y los megaproyectos también deberían respaldar el crecimiento del PBI. 
 
“Consideramos que los fundamentos comerciales del país son de apoyo, con precios del petróleo relativamente altos que generan ingresos extraordinarios y permiten al gobierno el espacio fiscal para continuar con sus grandes planes de gasto de capital”, agregó.

El ministro de Petróleo de Venezuela, Tareck El Aissami, informó este martes que en las próximas horas firmará nuevos contratos con Chevron “para impulsar el desarrollo de las empresas mixtas y la producción petrolera” en el país .

El también vicepresidente sectorial del Area Económica sostuvo un encuentro con el presidente de la petrolera estadounidense en Venezuela, Javier La Rosa, según publicó en su cuenta de Twitter.

El ministro venezolano catalogó la reunión de trabajo como “exitosa” y agregó que los contratos consignados entre ambas partes se manejan “en los términos establecidos en la Constitución y demás leyes venezolanas”.

De esta manera Venezuela se propone aumentar la producción de petróleo de los 700 mil barriles diarios de octubre a una meta de 2 millones de barriles diarios

Las empresas ELEPRINT S.A. y SACDE S.A. presentaron ofertas a la Entidad Binacional Yacyretá para la construcción y puesta en marcha de la líneas de alta tensión que forman parte del proyecto hidroeléctrico Aña Cuá.

El acto se realizó en la oficina de la Gerencia del Proyecto de Aña Cuá, situada en la
Isla Yacyretá y el objeto de la contratación corresponde al concurso de precios 5078 para la Construcción y puesta en marcha de la línea de 500 Kv Tramo Aña Cuá-EMY, y la reubicación de las líneas de 500 Kv Tramo EMY-CHY.

La futura instalación forma parte del Proyecto de Interconexión en 500 Kv del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá. Fueron invitados a presentar sus ofertas las empresas: ELEPRINT S.A, CODELER S.A y SACDE S.A., se informó.

Participaron del acto los integrantes de la Gerencia de Aña Cuá Darío Jara (Argentina) y Carlos Yorg (Paraguay). También estuvieron presentes funcionarios de diferentes áreas de la Entidad Binacional Yacyretá de ambas márgenes.

La secretaria de Energía, Flavia Royón, el ministro de Interior, Eduardo De Pedro, y los gobernadores, de Neuquén, Omar Gutiérrez, y de La Pampa, Sergio Ziliotto, recorrieron en Río Negro uno de los principales obradores del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. También participaron el presidente de Energía Argentina, Agustín Gerez, y el presidente de YPF, Pablo González.

Este obrador, es el principal del primer tramo de la obra GPNK, y se encuentra en el kilómetro 60 de la traza del gasoducto, que se inicia en la localidad neuquina de Tratayén y concluye en Salliqueló, provincia de Buenos Aires. Los trabajos están a cargo de la UTE integrada por Techint y Sacde.

Al final de la visita Flavia Royon sostuvo que “vemos que la construcción del gasoducto es una realidad. El Estado Nacional, junto con el esfuerzo de todos los argentinos ha encarado esta obra que se enmarca en la visión de un país que pone a la energía como vector de crecimiento”.

Agregó que esta obra va a posibilitar el desarrollo de todos los planes de inversiones en Vaca Muerta y con ello miles de puestos de trabajo.

Royon afirmó que “con el gasoducto se ahorrarán aproximadamente 2.200 millones de dólares entre sustitución de importaciones y la baja de subsidios”.

La construcción del Gasoducto troncal en su Etapa I se encaró en tres frentes de obra simultáneos y el objetivo es tenerlo concluído y operativo para el invierno de 2023.

La funcionaria hizo referencia también a que “en línea con el gasoducto se trabajó también con el Plan Gas (nueva versión), que tiene como principal objetivo avanzar hacia el autoabastecimiento con un gas competitivo para los argentinos y para la industria, y para poder, en el mediano plazo, hablar de exportación y del proyecto de GNL”. Agregó que “el precio que estamos proyectando para el nuevo gas está entre 3.5 y 4 dólares” el millón de BTU.

Por su parte, el ministro de Interior, Eduardo de Pedro, subrayó el rol estratégico de la obra al expresar que “el gas y la energía son el insumo necesario para muchísimas de las empresas argentinas”, y agregó: “El gasoducto, es energía en los parques industriales, de esta manera hay más industria y más trabajo y cuando hay empleo a lo largo y a lo ancho de todo el país nos sentimos una argentina federal”.

De Pedro destacó además “el rol de muchas empresas argentinas, que tienen la tecnología y la capacidad para constituir este gasoducto”.

A su turno, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez destacó que Vaca Muerta generó este año una sustitución de importación en materia de gas por 5.000 millones de dólares, y que se estima un récord de inversión en la cuenca para el año que viene de 7.500 millones de dólares. “Si no hubiéramos articulado con el Estado nacional, junto a YPF, junto a cada operadora, sindicatos de actividad , este año hubiéramos tenido que importar adicionalmente 5.500 millones de dólares en gas” destacó.

Y describió que “a partir de esta obra vamos a poner en marcha una ruta para proveer de gas a la Patagonia, a la Provincia de Buenos Aires, Santa Fe, Rosario y el Norte argentino, además de abrirse la posibilidad de exportar a Chile y a Brasil”. Agradeció “el trabajo articulado en la figura de Wado de Pedro, en la construcción de los consensos y los acuerdo políticos y dirigenciales para que esta obra tenga el financiamiento, la planificación y la ejecución correspondientes”.

“Este gasoducto permitirá incrementar hasta en un 40 % la capacidad de producción de la cuenca neuquina y posibilitará evacuar, transportar y comercializar hasta 40 millones de metros cúbicos de gas al día”, concluyó Gutiérrez.

El gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto remarcó el impacto que el Gasoducto Néstor Kirchner tiene para la concreción de la soberanía energética y destacó: “Este es un proyecto que estamos llevando adelante en el marco de un gobierno federal, junto al trabajo mancomunado con las provincias. Para la provincia de La Pampa es un impacto que se asemeja a una revolución laboral”.

Luego del recorrido, la secretaria Royon junto a Pablo González y Agustín Gerez se trasladaron a Neuquen capital para visitar el Centro Integrado de Operaciones para Vaca Muerta que YPF tiene en la ciudad desde donde se monitorea, de forma integral y en tiempo real, las operaciones en los pozos que opera la empresa.

Es uno de los Centro de Monitoreo más modernos de América Latina y cuenta con una sala de realidad virtual y equipos de simulación para la formación de personal, también recibe a estudiantes que realizan prácticas profesionales para conocer como es trabajar en el sector.

Gerez describió a esta visita como “un momento histórico, porque es la materialización de un proyecto que transformará a la Argentina”. Para el presidente de Enarsa, se trata de “un plan que viene a consolidar una propuesta que se inició allá por 2012, con la Ley de Soberanía Hidrocarburífera”.

. Por medio de dos resoluciones firmadas por el interventor Walter Martello, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) sancionó por “incumplimientos contractuales” a las distribuidoras de energía eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires, Edenor S.A. y Edesur S.A., por un total de $ 156.037.771,96 (Edenor $ 20.782.090,29 y Edesur, $ 135.255.681,67), se informó.

Las multas emitidas a través de las resoluciones ENRE 616 y 617/2022 se deben a incumplimientos detectados en la información provista por las empresas respecto a las alteraciones en los niveles de tensión, y en el relevamiento y resolución de reclamos de los usuarios.

Un comunicado del ENRE explicó que estas penalidades son complementarias de las sanciones que se aplican semestralmente en base a los informes de calidad del servicio de las distribuidoras.

Respecto de los incumplimientos de las empresas concesionarias del servicio eléctrico, Martello recalcó: “Seremos implacables en lo que se refiere al control y supervisión de las inversiones y la calidad del servicio, tal como nos comprometimos al momento de asumir esta Intervención”.

Cuando Lisandro Garmendia, actual presidente de TB Cargo S.A. propuso años atrás, un ambicioso plan de expansión regional y del portafolio de servicios, sabía que se avecinaban proyectos desafiantes. 

Durante 39 años trabajando exclusivamente una ruta, cuyo foco era el transporte internacional entre Argentina y Bolivia, esta empresa especializada en las industrias Oil & Gas, minería y carga proyecto, se propuso ofrecer un portafolio mucho más amplio de servicios e incluir otros tráficos internacionales y transporte nacional de cargas. 

Hoy, con presencia estratégica en Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay, Uruguay, Perú y Chile, TB Cargo cuenta con dos unidades de negocio. La primera, centrada en la provisión de servicios de transporte terrestre nacional e internacional, agenciamiento de cargas marítimas y aéreas, y almacenamiento. La segunda, provee insumos a la industria O&G y servicios en cuenca, así como también servicios de perforación minera.

 ¿Cuál consideras que son los diferenciales que hacen que TB Cargo tenga una ventaja competitiva?

 Nuestro principal diferencial es la gente que conforma nuestro equipo. No sólo están comprometidos en trabajar venerando valores como el respeto, la integridad, el esfuerzo y la felicidad, sino que también se preocupan por brindar servicios de excelencia. 

Otro aspecto a destacar es la experiencia de 47 años en el rubro. El tener conocimiento y un alto entendimiento técnico, nos permite encontrar soluciones eficientes de acuerdo a las necesidades específicas propuestas. 

Finalmente, puedo destacar la presencia regional en Latinoamérica como otro factor que nos distingue. Vanguardistas y enfocados en la mejora constante, TB Cargo considera que procesos, políticas y equipos innovadores, deben estar presentes en cada área de su compañía, tanto en proyectos de gran magnitud como en las tareas cotidianas. 

Este posicionamiento les permite ser más eficientes optimizando recursos, responsables con el medio ambiente y obviamente, brindar óptimos servicios.

¿Cuál es la visión de TB Cargo de cara al futuro?

 Nuestra agenda de trabajo para el año próximo contempla un abanico de nuevos servicios y soluciones desafiantes, lo que deja expuestas nuestras ganas de crecer y compromiso frente a nuestros clientes. Paralelamente, el foco de la empresa, será consolidar los equipos de trabajo, potenciar talentos y abordar los nuevos proyectos con el compromiso habitual, para luego construir en Argentina un equipo de alcance regional que promueva proyectos similares o complementarios en los distintos enclaves internacionales en los que operamos de manera directa.

En el contexto de las acciones encaradas por el Ministerio de Economía con el objetivo de al menos moderar la evolución de la inflación en los próximos meses, la cartera a cargo de Sergio Massa concretó un acuerdo sectorial con principales empresas petroleras en base a la vigencia de “Precios Justos”.

Se trata de la definición de un sendero de precios para los combustibles en el mercado local a lo largo de cuatro meses contados a partir de diciembre.

Desde el gobierno consideran que este acuerdo, suscripto en el Palacio de Hacienda con directivos de YPF, Shell, Axion y Trafigura, contribuye a dar previsibilidad al consumidor final y también al sector productivo en general.

Por su parte, el propio gobierno aportará a esa estabilidad temporaria de los precios finales de los combustibles postergando la actualización periódica del impuesto a los combustibles líquidos que, en principio tenía previsto realizar en enero próximo, expllicó en declaraciones periodísticas la secretaria de Energía, Flavia Royón.

El ministro Massa destacó sobre el acuerdo que “el tema combustibles es central en la vida económica argentina. No solamente para lo que es el día a día de la gente sino para los sectores de la producción y del agro”.

“Para nosotros es muy importante agradecerles en primer lugar a YPF, Shell, a Trafigura, Axion porque poder incorporarlos al programa de Precios Justos nos permite recorrer un sendero de tranquilidad para la gente”, señaló Massa.

Y describió que “vamos a tener diciembre, enero, febrero y marzo con un sendero de aumentos predefinido: 4 % en diciembre; 4 % en enero; 4 % en febrero y 3,8 % en marzo, con el objetivo de seguir construyendo un camino en el cual todos los sectores contribuyan a bajar significativamente la inflación que es el principal drama de la Argentina”.

Por el gobierno estuvieron también, la S.E. Royón, y el seccretario de Comercio Interior, Matías Tombolini.

La parte empresaria estuvo integrada por Pablo González y Pablo Iuliano (Presidente y CEO de YPF, respectivamente), Marcos Bulgheroni (PAE-Axion), Teófilo Lacroze (Raizen-Shell), y Rodrigo Turienzo (Trafigura – Puma).

El ministro puntualizó que “es un acuerdo en el cual, además, el Estado se compromete a poner en garantía el acceso a divisas para las empresas, sobre todo para el abastecimiento de lubricantes, a reducir temporalmente impuestos en la importación de combustibles a los efectos de garantizar abastecimiento para los sectores del agro, sobre todo durante los meses de enero y febrero, son los más importantes”.

El acuerdo, añadió Massa, “nos permite a ambos trabajar en una estructura que además va a tener una particularidad que es el compromiso de los trabajadores de las estaciones de servicio de articular con la Secretaría de Comercio a los efectos de garantizar el control y el cumplimiento del programa de Precios Justos”.

“Sabemos que es clave para la economía la participación de empresas tan importantes, centrales en la vida económica de la Argentina. Además, son de los principales inversores de la Argentina y eso lo valoramos muchísimo”, agregó.

El funcionario sostuvo que “entendemos que a la hora de ayudar a darle tranquilidad y certidumbre a los precios para la sociedad argentina son de enorme ayuda”.

Y describió que “toda negociación supone mecanismos de tensión y discusión, cosas que nos conforman y cosas que no, pero haber arribado a *este programa con un sendero de darle tranquilidad a la gente hasta marzo ayuda a tranquilizar a la economía argentina, ayuda al Gobierno a fortalecer el sendero de reducción de inflación que pretendemos recorrer y ayuda a las empresas a darle certidumbre a toda su cadena de valor”.

Creación de valor social con instituciones del sistema educativo en comunidades cercanas al sistema de transporte de gas
 
Escuelas, universidades, organizaciones de la sociedad civil fueron activos destinatarios de estos programas.
 
A lo largo de quince años TGN aprendió a elaborar programas de doble impacto que intentan dar respuestas a temas sociales al tiempo que procuran mejorar el entorno en el que se desarrollan las operaciones, proyectos y nuevos negocios. Las escuelas y las instituciones del sistema educativo ocupan un rol muy relevante en el entramado de relaciones que TGN mantiene con las comunidades vecinas. Equipos multidisciplinarios integrados por especialistas de TGN y provenientes de organizaciones de la sociedad civil (OSC)[1] diseñan e implementan los programas. Los programas, algunos más grandes, de diversos alcances territoriales y sectoriales, otros más pequeños; abordan temas educativos, de seguridad vial, prevención de daños o desarrollo de emprendedores locales. El impacto es definido como el involucramiento de una red de miembros de una comunidad, y sus instituciones, que promueven el desarrollo al aprender juntos y crear valor social compartido.
 
Programas 2022: la seguridad de las personas en el centro de la escena
 
Prevención de daños
 
El programa JUNTOS está dirigido a chicos de escuelas cercanas a la traza del gasoducto con el propósito de brindar información sobre el gas natural, su utilización, transporte y reflexionar sobre la adopción de conductas seguras mediante la identificación de las señales de prevención. En este marco lanzó este año la 2° edición de su Concurso de Dibujo Juntos, iniciativa que busca alentar la creatividad en los niños de primaria para abordar de manera lúdica una problemática tan compleja como es la prevención de daños en zonas cercanas a gasoductos. Este año 12 niñas y niños resultaron ganadores representando a 8 de las 10 provincias en las que se lanzó la actividad.
 
Los prevencionistas y voluntarios de TGN visitaron 80 escuelas del área norte, centro y oeste del país brindando talleres de los que participaron 2.366 estudiantes y 196 docentes y asistentes. Se recibieron más de 1.000 dibujos entre los cuales se seleccionaron las 12 creaciones plásticas que integrarán el Almanaque TGN.
 
Los ganadores, que ya están recibiendo a través de sus escuelas los premios elegidos, fueron: 
 
·         Yanay Isabel H., Escuela VelezZarfield, Córdoba.
·         Matías Benjamin G., Centro Educativo N°16 “Tucumán”, San Luis.
·         Neyén M., Escuela Sargento Rojas N°324, Jujuy.
·         Máximo José D., Escuela Juan Larrea N°238, Tucumán.
·         Isabella W., Escuela Domingo Faustino Sarmiento N°6053, Santa Fé.
·         Tayhana, Escuela N°12 Ricardo Guiraldes, Buenos Aires.
·         Ivana Magalí M. H., Escuela Hogar 157, La Pampa.
·         Agustina C., Escuela Juan José Paso, Córdoba.
·         Zaira E., Escuela Islas Malvinas N°4689, Salta.
·         Mariano Y., Escuela Hogar 157, La Pampa.
·         Morena Luz M. S., Escuela Indígena Juan XXIII N°4738, Salta.
·         Damián M. G., Escuela Hogar N° 99, La Pampa.
 
Seguridad vial
La prevención en seguridad vial es un eje de trabajo permanente para una empresa cuyos trabajadores recorren diariamente miles de kilómetros a lo largo de 16 provincias. Por este motivo y siempre con el foco puesto en la educación, TGN se sumó al programa “TC 2000 va a la escuela” que viene creando conciencia sobre seguridad vial.
Los periodistas especializados en automovilismo, Mauro Feito y Roberto Berasategui, brindaron 18 charlas motivadoras y de concientización en 8 de las 16 provincias que integran la traza del sistema de gasoductos de TGN:
 
·         Tucumán: 1 en San Miguel;
·         Salta: 3 en Metán, 1 en Pichanal, 1 en Embarcación, 1 en Tartagal y 1 en Aguaray;
·         Jujuy: 2 en San Pedro;
·         Catamarca: 2 en Recreo;
·         Córdoba: 2 en Deán Funes;
·         San Luis: 1 en Justo Daract y 1 en Beazley;
·         Mendoza: 2 en La Paz.
 
 
La lectura como espacio de libertad
 
A través de este programa “Leer te ayuda” son capacitados los docentes, se destinan libros con objetivos pedagógicos y técnicas didácticas para fomentar la lectura en niñas y niños del departamento Orán. El material de lectura llegó a 6 escuelas del Departamento Orán, en el norte de Salta, alcanzando a 885 alumnos y con la participación de 13 docentes.
 
El programa con estas seis escuelas lleva una continuidad de 5 años. Listado de escuelas participantes: Escuela nº 4094 “Libertador General San Martín”, Aguas Blancas; Escuela nº 4185 “Teniente Gobernador Benjamín Villafañe Ex nº 306”, Peña Colorada, Escuela Nº 4186 “Cabo Juan Adolfo Romero Ex nº 307”, Río Pescado, Escuela nº 4271 “Fray Arístides Nibi”, Orán, Escuela nº 4851 “Del Barrio Taranto”, Orán y Escuela nº 4668 “San Santiago de El Cedral Ex nº 927”, Finca El Cedral.
 
 
 
Acerca de TGN
TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos. 
Opera y mantiene alrededor de 11.000 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste. 

“La próxima reunión de la OPEP+, el 3 y 4 de diciembre, estudiará la situación actual y emitirá decisiones equilibradas”, dijo el representante de Irak en la OPEP+, Saduon Mohsen, quien ocupa también el cargo de subgerente de la empresa gubernamental responsable de las operaciones de exportación.

Dijo que “la decisión de reducir la producción en dos millones de barriles diarios , efectuada en octubre, tuvo un papel importante en la estabilización del mercado global, y la reducción abarcó a todos los países a diferentes ritmos y según el monto de su producción”.

Recordó también que “la producción total de la OPEP+ es de 43 millones de barriles/día, de los que Irak produce el 11 %”

Irak, que cuenta con una de las cinco reservas mundiales más importantes de crudo, exportaba hasta mayo pasado alrededor de 2,991 millones de barriles diarios, pero esa cantidad ha ido aumentando en los siguientes meses hasta 3,300 millones de barriles/día en septiembre, según datos de la empresa SOMO.

Irak espera un precio de entre 85 y 95 dólares para el barril de petróleo en 2023, y confía en que la próxima reunión de la OPEP+ para decidir sobre si aumenta o reduce la producción “tomará en cuenta la situación en el mercado”, según medios oficiales iraquíes.“

Una decisión futura sobre mantener la reducción actual, agregar una nueva reducción o aumentar las cantidades producidas tendrá en cuenta la situación del mercado y tendrá como objetivo crear un equilibrio”, dijo el representante de Irak en la OPEP+, Saduon Mohsen, en declaraciones reproducidas la madrugada de este domingo por la agencia oficial iraquí, INA.

Arabia Saudí, que lidera ese organismo, y otros productores como Emiratos Árabes y el propio Irak, defendieron por su parte esa decisión con el pretexto de que era necesaria para “estabilizar y equilibrar” el mercado.

El Departamento del Tesoro de Estados Unidos anunció que su Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) otorgó una licencia que autoriza a la petrolera Chevron Corporation a reanudar operaciones limitadas de extracción de petróleo en Venezuela. “Esta acción refleja la política de larga data de los Estados Unidos de proporcionar un alivio de sanciones específicas basado en medidas concretas que alivien el sufrimiento del pueblo venezolano y apoyen la restauración de la democracia”, señala el Tesoro en un comunicado.

Bajo la Licencia 41, el Departamento del Tesoro de Estados Unidos, Chevron puede retomar en parte las actividades de la empresa de la que es copropietaria en Venezuela con la estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa), si se asegura que “Pdvsa no reciba ningún ingreso de las ventas de petróleo realizadas por Chevron”.

El pacto gobierno-oposición liberaría recursos venezolanos bloqueados en el extranjero, según había adelantado el gobierno de Venezuela.

Las conversaciones retomaron en mayo con una flexibilización de algunas sanciones estadounidenses luego de la invasión rusa de Ucrania y su impacto en los precios del crudo.
El gobierno estadounidense admitió públicamente que el petróleo venezolano podría ser útil en un mercado internacional de precios altos y un contexto de fuerte inflación en Estados Unidos debida, en buena medida, al incremento de precios de la gasolina.

La decisión permite las transacciones necesarias para ciertas actividades relacionadas con la gestión por parte de Chevron o sus filiales de sus empresas conjuntas que involucran a PDVSA o a cualquier entidad en la que PDVSA posea, directa o indirectamente, una participación del 50 % o más.

El texto subraya que se extiende a la producción y extracción de petróleo y productos petrolíferos, incluidos el mantenimiento, reparación o servicios relacionados; la venta, exportación o importación a Estados Unidos de petróleo y derivados, siempre que se vendan primero a Chevron; operaciones para garantizar la salud o seguridad del personal o la integridad de las operaciones o activos de Chevron y sus filiales en Venezuela, y la compra e importación a Venezuela de bienes o insumos relacionados con las anteriores actividades, incluyendo diluyentes, condensados, petróleo o productos de gas natural.

La autorización impide que PDVSA reciba beneficios de las ventas de petróleo de Chevron. La GL 41 autoriza únicamente la actividad relacionada con las empresas conjuntas de Chevron en Venezuela, y no autoriza ninguna otra actividad con PDVSA. En concreto, la licencia impide el pago de cualquier impuesto o regalía al Gobierno de Venezuela, el pago de cualquier dividendo, incluyendo un dividendo en especie, a PDVSA o sus filiales; la venta de petróleo o productos petrolíferos venezolanos por parte de Chevron a cualquier país que no sea Estados Unidos; cualquier transacción que involucre a una entidad ubicada en Venezuela controlada por una entidad rusa, y la expansión de Chevron a nuevos campos petrolíferos en Venezuela más allá de los que tenía el 28 de enero de 2019.

La licencia tendrá una vigencia de seis meses y el Gobierno de Estados Unidos se reserva la potestad de modificar o revocar las autorizaciones en cualquier momento si el régimen de Nicolás Maduro no negocia de buena fe o no cumple con sus compromisos.
En tanto otras sanciones y restricciones impuestas por EE.UU siguen vigentes
EE.UU y Venezuela avanzaron en un acuerdo para descongelar entre 3.000 y 5.000 millones de fondos venezolanos en el exterior.

“Estados Unidos hará cumplir enérgicamente estas sanciones y seguirá responsabilizando a cualquier actor que participe en actos de corrupción, viole las leyes estadounidenses o abuse de los derechos humanos en Venezuela”, agrega el comunicado.

Este anuncio se da poco después de que el gobierno y la oposición de Venezuela retomaran este sábado sus conversaciones con mediación internacional en México, interrumpidas hace más de un año, con la firma de un acuerdo parcial que “impulsará importantes avances para la protección social del pueblo venezolano”.

“El acuerdo que se presenta hoy ha reforzado nuestra convicción de que este proceso es la mejor vía para encontrar una solución política e incluyente para Venezuela”, expresó el jefe negociador de Noruega, Dag Nylander, junto a los representantes del gobierno venezolano, Jorge Rodríguez, y de la llamada Plataforma Unitaria, Gerardo Blyde.

La firma de este pacto, así como la intención de renovar el diálogo sobre la celebración de las futuras elecciones presidenciales de 2024, fueron celebradas por el gobierno de Biden, que calificó estos anuncios de “pasos importantes en la dirección correcta para restaurar la democracia en el país”.

La primera mesa de diálogo fue en República Dominicana, en 2017, y posteriormente en Barbados, en 2019, y ambas fracasaron.

Esas negociaciones fueron posteriores a por lo menos otras dos iniciadas en Caracas en los años previos, y canceladas casi inmediatamente.

En agosto de 2021, en México, las delegaciones firmaron un memorando de entendimiento, pero tres meses después las charlas se suspendieron por el abandono de la mesa de parte del Ejecutivo de Maduro, molesto por la detención en Cabo Verde de Alex Saab, -que luego sería extraditado a Estados Unidos-, al que mencionó como diplomático venezolano y sumó como miembro pleno en la mesa de diálogo después de que fuera capturado.

Desde ese entonces, las delegaciones no se habían sentado nuevamente a negociar.

Los vínculos de Chevron con Venezuela se remontan a 1920, cuando la compañía comenzó a explorar en busca de petróleo. Finalmente, en 1946 se descubrió un campo petrolífero ahora conocido como Boscan Field en la parte occidental del país.

YPF anunció el inició de la instalación del equipamiento y que muy pronto comenzará a operar UniLiB, la primera Planta Nacional de Desarrollo Tecnológico de Celdas y Baterías de Litio, creada por la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) e Y-TEC, la empresa de tecnología de YPF y el CONICET.

De esta manera, comenzó a hacerse realidad uno de los hitos más importantes en el desarrollo de la cadena de valor del litio en la Argentina.

A partir de la alianza estratégica entre la UNLP e Y-TEC, el país estará en condiciones de sumar valor agregado a este recurso para fabricar celdas y baterías y desarrollar sistemas de almacenamiento de energía más eficientes, limpios y ligeros, se destacó.

UniLiB se encuentra ubicada en el predio del Polo Productivo Tecnológico “Jorge Alberto Sabato”, que la UNLP posee en La Plata. La obra civil del edificio estuvo a cargo de la propia Universidad y su construcción finalizó meses atrás. En tanto, la adquisición del equipamiento tecnológico estuvo a cargo de Y-TEC, con apoyo del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación. La inversión total para la fábrica fue de 7 millones de dólares.

Durante una visita al predio, el vicepresidente académico de la UNLP, Fernando Tauber, destacó que “nuestra Universidad es parte de un hecho histórico. La agenda científica tecnológica de la UNLP está a la vanguardia del desarrollo nacional y de la agenda social de nuestro país”. “Este acuerdo es una clara muestra del modelo de Universidad reformista que queremos, involucrada y comprometida con la actividad académica, el conocimiento científico, el desarrollo tecnológico y la producción industrial”.

A su vez, el presidente de Y-TEC, Roberto Salvarezza, dijo: “Estamos cumpliendo un hito muy importante con la llegada de los equipos”. “Avanzamos en la dirección correcta para tener esta planta, la primera en su tipo en Latinoamérica”.

Destacó además la importancia de “más de 12 años de generación de conocimiento en el sistema científico argentino, base fundamental para avanzar en nuevas etapas de desarrollo” y agregó: “ahora, con la Universidad de La Plata, estamos dando otro paso para consolidar la cadena de valor del litio en nuestro país”.

En cuanto a la formación de los recursos humanos, la provincia de Buenos Aires otorgó un subsidio especial para la capacitación del personal que trabajará en la fábrica. La Escuela de Oficios de la UNLP capacitó a una primera tanda de operarios para la fase inicial de puesta en marcha de la planta.

Una vez en funcionamiento, la planta tendrá una capacidad de producción anual -medida en energía almacenada de 13 MWh, equivalente a 1.000 baterías para almacenamiento estacionario de energías renovables, o unas 50 para colectivos eléctricos.

El proyecto es una apuesta estratégica para desagregar el paquete tecnológico respecto al diseño y la fabricación de las celdas y baterías, y generar las condiciones propicias para realizar transferencias tecnológicas a pymes empresas nacionales y provinciales interesadas en la fabricación de baterías de litio.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una nueva subasta para CAMMESA para el aprovisionamiento interrumpible de gas natural para generación eléctrica durante el mes de diciembre de 2022.

A diferencia del Concurso de Precios del miércoles 23, podían participar todos los productores en general (hayan sido adjudicatarios o no del Plan Gas), y comercializadores.

Se recibieron 14 ofertas por un volumen total de 3.800.000 m3/día con un Precio Promedio Ponderado por Millón de BTU de 2,18 dólares (PIST) y 2,47 dólares puesto en el GBA.

Cinco ofertas provinieron de Neuquén (1,4 millones de m3/día) con precios en GBA que oscilaron entre 2,36 y 2,50 dólares el MBTU. Otras 4 ofertas desde Chubut (1,4 millones de m3/día) con precios de entre u$s 2,50 y 2,51 el MBTU.

Desde Santa Cruz se recibieron 2 ofertas (300 mil m3/día) a un precio en GBA de u$s 2,47 el MBTU, y desde la Cuenca Noroeste también 2 ofertas (500 mil m3/día) con precios de u$s 2,44 y 2,46 el MBTU. Desde Tierra del Fuego se recibió 1 oferta (200 mil m3/día) al precio de 2,46 dólares el MBTU.

Para revitalizar el campo Marlin, Petrobras envió una nueva plataforma marina de explotación a la zona. El navío-plataforma Anna Nery será anclado en el campo de Marlim, el principal de esta cuenca en aguas muy profundas del océano Atlántico, y su inicio de operaciones comerciales está previsto para el primer trimestre de 2023.

La unidad tiene una capacidad para producir a cada día 70.000 barriles de petróleo y 4 millones de metros cúbicos de gas natural.

La plataforma es “estratégica para el Plan de Renovación de la Cuenca de Campos, que busca renovar los campos maduros operados por Petrobras en esa región”.

Marlim comenzó a producir petróleo en 1991 y es hasta hoy el campo con mayor producción acumulada de Petrobras, con cerca de 3.000 millones de barriles extraídos hasta hoy, pero su producción viene declinando en los últimos años.

La petrolera llegó a tener 10 plataformas en operación, de las que nueve permanecen activas, y el Plan de Renovación prevé la instalación de dos nuevas plataformas más modernas y de mayor capacidad, y la desinstalación gradual de las antiguas unidades.

Anna Nery será anclada a unos 150 kilómetros del litoral brasileño en una región de la Cuenca de Campos en que la profundidad del mar llega a 927 metros y conectada a 32 pozos de extracción, y el pico de su producción está previsto para 2025.

La segunda unidad, bautizada Anita Garibaldi, será instalada en Marlim en el segundo semestre de 2023.

INVERSIONES

Las dos nuevas plataformas garantizarán que la producción del campo sea extendida por lo menos hasta 2050.

El Plan de Renovación de la Cuenca de Campos exigirá inversiones por 16.000 millones de dólares hasta 2026.

Actualmente el mayor campo de producción de la petrolera es Buzios, en el que la compañía planea instalar once plataformas marinas de explotación, incluyendo una considerada como la mayor del mundo y con capacidad para producir diariamente 225.000 barriles de petróleo y 12 millones de metros cúbicos de gas natural.

Buzios, en la cuenca marina de Santos y con sus reservas en el ambicionado presal, produce en la actualidad 600.000 barriles diarios de crudo y Petrobras prevé alcanzar dos millones de barriles diarios en 2030, cuando las once plataformas estén en plena operación.

Petrobras produjo el año pasado en todo Brasil un promedio de 2,77 millones de barriles diarios de petróleo y gas equivalentes, un volumen en un 2,5 % inferior a la producción récord de 2020.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE), el país ibérico cuenta con la cadena de valor completa y las infraestructuras necesarias para abordar el desarrollo de la eólica marina en sus costas y ser un referente internacional en tecnología de eólica marina flotante.

España es el primer desarrollador de prototipos de eólica marina flotante en el mundo y cuenta con unas infraestructuras portuarias con gran potencial como hubs logísticos y una industria naval con grandes capacidades.

“El número significativo de proyectos de eólica marina presentados a consulta pública es una muestra más del interés de los desarrolladores, la dimensión potencial del mercado y el posicionamiento de este sector como motor para el desarrollo industrial”, afirmó Juan Virgilio Márquez, director general de AEE, en la rueda de prensa previa a la inauguración del Congreso Eólico Marino, que celebra su primera edición en Bilbao y reúne a más de 450 expertos en eólica marina. 

El desarrollo de la eólica marina supone, para la asociación, un impulso de los sectores estratégicos con los que presenta sinergias, como la construcción naval y los astilleros, la industria marítima auxiliar y de gestión portuaria, la ingeniería civil y consultoría, la industria de la construcción, así como la industria del metal, etc. Para estos sectores, la eólica marina se ha convertido en un mercado protagonista en sus estrategias de diversificación de negocio.

España es el segundo país de Europa y décimo del mundo en actividad del sector de la construcción naval. Asimismo, se posiciona como el tercer país de la Unión Europea en número de astilleros en operación, concentrando la mayor parte de su actividad en Galicia, las Islas Canarias, Asturias y País Vasco. Con la expansión de la eólica marina, el papel de los puertos y astilleros nacionales puede evolucionar, convertirse en centros de construcción y operación de instalaciones de energía eólica marina.

A nivel mundial, existen ya 57 GW de energía eólica instalada. En 2021 se batió el récord de instalación de eólica marina mundial: se instalaron 21.222 MW, un incremento del 59% respecto a 2020, lo que da una idea de la fortaleza y madurez de esta tecnología. Los países donde se instaló más potencia eólica marina fueron China, Reino Unido, Dinamarca y Vietnam.

“Es urgente desarrollar los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo (POEM) y un marco regulatorio específico para la eólica marina con un enfoque industrial. En paralelo, es necesario establecer un calendario/objetivos para la eólica marina que facilite la inversión y ofrezca visibilidad para el desarrollo de esta tecnología en el país. No podemos dejar de priorizar el necesario consenso social y de corresponsabilidad para hacer posible la convivencia de la eólica marina con otras actividades de nuestra costa”, destacó el director general de AEE.

Ante el alza de los precios de los combustibles, las amenazas de una crisis energética sin precedentes para el invierno entrante y las tasas inflacionarias amenazando las economías familiares, Europa se enfrenta a uno de sus mayores retos económicos y sociales a causa del conflicto en Ucrania, que ya está a punto de cumplir nueve meses.
“Existe un creciente temor de que el reacomodo en el sistema energético global, el populismo económico estadounidense y sus divisiones geopolíticas amenacen la competitividad a largo plazo de la Unión Europea y de sus no miembros, como Gran Bretaña”.

The Economist explica que, pese “a las buenas noticias de las últimas semanas” respecto a que los precios del gas volvieron a los niveles registrados en verano, los costos de los combustibles siguen siendo seis veces mayores que el promedio de los últimos años.
A esto se suma que, aunque Europa parece haber alcanzado niveles óptimos de almacenamiento de gas para el invierno de 2022, se estima que la falta de gas ruso provocará un exceso de muertes de hasta 100.000 personas.

Por otra parte, la publicación también advierte que las sanciones económicas contra Rusia que derivaron en una afectación a las cadenas de suministros y al mercado energético global exponen el modelo de negocios de Europa, cuyas industrias han logrado un alto crecimiento gracias al gas ruso.

La revista subraya que la crisis energética parece ser aprovechada por Estados Unidos para ofrecer subsidios y planes que atraigan inversión europea, a costa de que esto represente una fuga de capitales para sus socios europeos.

Como ejemplo, está la Ley de Reducción de la Inflación, que propone subvenciones de 396.000 millones de dólares para empresas de energías limpias o para compañías que busquen adaptarse a esta tecnología.

La propuesta ya generó diversas alarmas entre políticos europeos como el presidente de Francia, Emanuel Macrom, y el ministro federal de Asuntos Económicos de Alemania, Robert Habeck, quienes han hecho un llamado que contrarreste al de Biden y no provocar así un proceso de desindustrialización que afectaría aún más a la economía europea que, además, enfrenta el reto de una plantilla laboral más vieja que la de Estados Unidos.

Pese a que la Ley de Reducción de Inflación aún no entra en vigor, varias firmas europeas ya anunciaron sus intenciones de aumentar sus inversiones en Estados Unidos. Una de ellas es Northvolt, empresa sueca de baterías que busca expandir su presencia en América; Iberdrola, española que invierte en el continente americano el doble de lo que invierte en Europa, y BASF, del área química, quien anunció un plan para reducir sus operaciones “permanentemente” en Europa.

“Para evitar una ruptura peligrosa, Estados Unidos debe ver el cuadro completo. El proteccionismo de Biden amenaza con drenar la vitalidad de Europa, aun cuando Estados Unidos dota de armas a Ucrania y sus barcos petroleros cruzan el Atlántico para suministrar energía a Europa”, sostiene The Economist.

En una reunión que tuvo lugar en la Casa Rosada, encabezada por el presidente Alberto Fernández, la Secretaria de Energía, Flavia Royón, detalló la renovación hasta 2025 del Memorandum de Entendimiento Bilateral con Brasil sobre intercambio de energía.

Por Brasil firmó el viceministro de Minas y Energía, Hailton Madureira de Almeida, y asistieron los embajadores Daniel Scioli, y Reinaldo José de Almeida Salgado.

El Memorándum de Entendimiento establece modalidades de intercambio de energía entre Argentina y Brasil con uso del sistema de moneda local. El convenio consolida la integración energética encarada durante el primer gobierno de Cristina Fernández cuando se dispuso un esquema de intercambio compensado (energía por energía) de carácter estacional.

Con la extensión del acuerdo, que será renovado automáticamente cada cuatro años, Argentina podrá continuar abasteciendo de energía eléctrica y gas a Brasil, país al que exportó más de U$S 1.000 millones de energía eléctrica en 2021 y casi U$S 350 millones de gas en diversas formas en lo que va de 2022.

Además, gracias a gestiones de la Embajada Argentina en Brasilia, este año Brasil garantizó el máximo de capacidad de provisión de energía eléctrica a nuestro país a precios competitivos por 250 millones de dólares.

Por otro lado, la secretaria y el embajador le informaron al mandatario sobre el avance en la negociación para concretar el financiamiento de las próximas etapas del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.

Royón destacó que este acuerdo “posibilita que durante el invierno nuestro país reduzca sus importaciones de combustible y se garantice el acceso asequible a la energía”.

“Este invierno el aporte de Brasil en materia de suministro de energía eléctrica a la Argentina fue clave para posibilitar ahorros a nuestro país, y la devolución parcial de barcos de GNL, lo cual hizo que Argentina pueda cubrir su demanda energética a un precio competitivo”, explicó Royón.

“Agradezco y reafirmo el compromiso de trabajo conjunto entre ambos países. Esto es el resultado de la agenda que estamos llevando adelante para fortalecer la estructura regional y que nuestros países puedan capitalizar las oportunidades que tienen en materia energética”, señaló Royón.

Del acuerdo, que fue resultado de tres rondas de negociaciones que tuvieron lugar en octubre y noviembre y actualiza otro que estaba a punto de vencer, participaron también la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista Cammesa, y la Cancillería argentina.

El embajador destacó que el Memorándum permite también la utilización del Sistema Bilateral de Pagos en Monedas Locales, y aseguró que esa medida “habla de los avances de integración financiera”.

Por otro lado, teniendo en cuenta que el desarrollo de las reservas de gas no convencional en los campos de Vaca Muerta en la provincia de Neuquén convertirá a la Argentina en exportador neto de gas, la obra del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner pasará a tener el impacto binacional más importante de la historia y permitirá hacer realidad la integración energética de ambos países.

Es así que los equipos de la empresa Energía Argentina (ENARSA), los Ministerios de Economía de Argentina y de Brasil, las Cancillerías, la Embajada Argentina en Brasil y el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social de Brasil (BNDES) lanzaron las negociaciones para concretar el financiamiento de las próximas etapas del gasoducto.

. Con temperaturas levemente inferiores en comparación con el mismo mes del año pasado, en octubre último se registró un descenso de la demanda de -2,2 % y alcanzó los 10.217,09 GWh. En este sentido, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una fuerte baja de -3,5 por ciento.

El informe periódico de la fundación Fundelec señala que esta caída se produce por segundo mes consecutivo, ya que en septiembre la demanda descendió -0,6 por ciento.

Asimismo, el consumo residencial y comercial bajó en octubre a nivel nacional, mientras que se registró un leve aumento en el consumo industrial. Los primeros diez meses del año acumulan un crecimiento del 3,9 por ciento.

LOS DATOS DE OCTUBRE 2022

En octubre la demanda neta total del MEM fue de 10.217,09 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2021, había sido de 10.448,1 GWh, y por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -2,2 por ciento.

En octubre, se registró además un decrecimiento intermensual del -0,9 %, respecto de septiembre de 2022, cuando alcanzó los 10.310,02 GWh. Además, se registró una potencia máxima de 19.630 MW, el 28 de octubre de 2022 a las 20:41, lejos de los 28.231 MW de enero de 2022, record histórico, indicó el informe.

En cuanto a la demanda residencial de octubre, representó el 41 % del total país, con una caída de -5,9 por ciento respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial bajó -1,5 %, siendo el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 30 %, con un ascenso en el mes del orden del 2,4 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido octubre de 2022) 3 meses de baja (marzo de 2022, -1,5%; septiembre, -0,6%; y octubre, -2,2%) y 9 meses de suba (noviembre, 4,7 %; diciembre de 2021, 9,9 %; enero de 2022, 9,4 %; febrero, 4,7 %; abril, 3,4 %; mayo, 6,8 %; junio, 8,5 %; julio, 1,9 %; y agosto, 1 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 3,9 por ciento.

Por otro lado, los registros anteriores muestran que el consumo de noviembre de 2021 llegó a los 10.560,7 GWh; diciembre de 2021, 12.451,7 GWh; enero de 2022, 13.058,8 GWh; febrero, 10.561,2 GWh; marzo, 10.884,5 GWh; abril, 10.149,1 GWh; mayo, 11.730,9 GWh; junio, 13.073,8 GWh; julio, 12.638,9 GWh; agosto, 11.781,4 GWh; septiembre, 10.310,02 GWh; y, en octubre de 2022 alcanzó los 10.217,09 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en octubre, 6 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Chubut (15 %), EDEA (5 %), Neuquén (3 %), Jujuy (2 %), EDELAP y Córdoba (1 %).

Por otra parte, 20 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: Misiones (-29 %), Santiago del Estero y Tucumán (-8 %), Formosa (-6 %), Corrientes, La Rioja y San Juan (-5 %), Catamarca y La Pampa (-4 %), Chaco, Entre Ríos, Río Negro, Santa Cruz y EDES (-3 %), Mendoza, EDEN y Santa Fe (-2 %), y Salta (-1 %). En tanto, San Luis mantuvo un consumo similar al del mismo mes del año anterior.

En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
 NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un decrecimiento: -9,7 %.

 NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero cayó -4,7 %.

 METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo un descenso: -3,5 %.

 CUYO -San Juan y Mendoza- cayó el consumo -2,7 %.

 LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– disminuyó el consumo de electricidad -2,4 %.

 COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- decreció -0,8 % respecto a octubre de 2021.

 BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó una suba de 0,6 %.

 CENTRO -Córdoba y San Luis- el alza en la demanda fue de 1,1 %.

 PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo ascendió 10,2 % con respecto al año anterior.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, cuya demanda representó el 30 % del consumo del país y registró un descenso conjunto de -3,5 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -3,8 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -3,2 %. El resto del país bajó en su consumo el -2,1 por ciento.

El mes de octubre de 2022 fue menos caluroso en comparación con octubre de 2021. La temperatura media fue de 18.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 18.8 °C, y la histórica es de 17.4 °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 octubre, la generación hidráulica se ubicó en los 3.750 GWh contra 2.425 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 55 por ciento.

Se observa un aumento de los caudales en las hidroeléctricas comparado con el mismo mes del año anterior en COMAHUE, y también en el río Uruguay y Paraná, este último superando valores históricos para el periodo.

Con un despacho térmico menor, el consumo de combustible terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total. Si miramos el conjunto de los combustibles alternativos, en este año prácticamente no hubo consumos. Para lo que es gas natural, siendo en octubre de 2022 casi el único combustible utilizado, se observa un menor consumo.

Así, en octubre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 46,96 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 34,86 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 0,63 % (en paradas técnicas), y las generadoras de fuentes alternativas cubrieron el 16,94 % de la demanda total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 0,62 % de la demanda total, detalló Fundelec.

La Secretaría de Energía fijó en $ 118,482 por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (Biocombustibles) , el cual regirá para las operaciones llevadas a cabo a partir del 3 de noviembre de 2022 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

A través de la Resolución 777 Energía oficializó el nuevo precio y estableció que “el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos, a contar desde la fecha de la factura correspondiente”.

Mediante la Resolución 852/2021 la S.E. del Ministerio de Economía se estableció que los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz destinados al mercado interno en su mezcla obligatoria con las naftas serían actualizados mensualmente de acuerdo con la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de YPF S.A. en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, lo cual fue ratificado por el Decreto 717/2021.

El Decreto 717/21 ha sido modificado por los Decretos 184/2022 y 709/2022, incluyendo la facultad de la Secretaría de Energía de establecer mecanismos alternativos para la determinación del precio de dicho bioetanol, de aplicación excepcional en los casos en que se verifiquen desfasajes sustanciales entre los precios resultantes de la implementación de la Resolución 852/21 y los costos de elaboración de los citados biocombustibles.

Así, a través de la Resolución 740/2022 Energía había fijado el 31 de octubre último precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz que regirían hasta que un nuevo precio los reemplace, lo que ahora ocurrió.

Ello, en función de la información suministrada por YPF S.A. respecto de la variación de los precios implementada el 3 de noviembre para las naftas grado DOS (2) y grado TRES (3) comercializadas a través de las estaciones de servicio de su propiedad en la CABA, y por aplicación de los lineamientos establecidos por la Resolución 852/21.

YPF Luz y Prestamp SAIC firmaron un acuerdo por 5 años para abastecer el 100% de su demanda eléctrica con energía renovable, equivalente a 240 MWh.

Con la energía contratada, la PYME fabricante de piezas estampadas y conjuntos armados para la industria automotriz, electrodomésticos y línea blanca podrá reducir sus emisiones en 70 toneladas de CO2 al año.

En la firma del acuerdo estuvieron presentes Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Mariana Iribarne, Gerente de Relaciones Institucionales de YPF Luz, y Fabián Baronzini, presidente de Prestamp SAIC.

“Estamos orgullosos de acompañar a Prestamp SAIC en su camino a la producción con energías renovables y en el avance del cumplimiento de su estrategia de sustentabilidad”, destacó Mandarano. Y agregó: “Es la cuarta compañía de la cadena de valor de Toyota Argentina que confía en YPF Luz. Esto reafirma nuestro compromiso con nuestros clientes y con la industria nacional”.

Por su parte, Baronzini, señaló: “Nos sentimos muy satisfechos por haber firmado este acuerdo con impacto directo en el cuidado del medio ambiente y la sustentabilidad”.

“Invitamos a más empresas, clientes y colegas a que se sumen a esta iniciativa, por la facilidad con que podrán llevarlo adelante, y por el resultado efectivo que tiene en estos momentos trascendentales en que nos toca actuar con acciones concretas que tiendan al cuidado de nuestro planeta”, agregó.

YPF Luz proveerá la energía desde el Parque Solar Zonda, el primer parque fotovoltaico de la compañía, cuya inauguración se estima para comienzos de 2023. El parque estará ubicado en el departamento de Iglesia, provincia de San Juan, y tendrá una capacidad instalada de 100 MW en su primera etapa, equivalente al consumo de 140 mil hogares.

El proyecto general prevé etapas posteriores denominadas El Zonda II, III y Tocota, que permitirán alcanzar 500 MW de potencia.

En 2015, Toyota asumió el desafío de alcanzar la neutralidad en carbono en todo el ciclo de vida de sus productos antes de 2050. Ese enfoque, que abarca desde la fabricación hasta la disposición final de los vehículos, contempla también a toda su cadena de valor.

Toyota, que ya utiliza electricidad 100 % renovable en su planta fruto de su acuerdo con YPF Luz, tiene como desafío alcanzar la neutralidad de carbono en sus fábricas antes de 2035.

YPF Luz y Toyota Argentina comenzaron su relación comercial en el 2018, con un acuerdo a 10 años por la provisión de energía renovable para la planta donde la automotriz produce sus modelos Hilux y SW4, que exporta a 22 países de América Latina.

La energía es abastecida por el Parque Eólico Manantiales Behr, de 100 MW de potencia ubicado en Chubut, y el Parque Eólico Los Teros, en la localidad de Azul, ambos operados por YPF Luz.

Desde ese primer acuerdo, otros tres proveedores de la compañía se han sumado a producir con energías renovables: Industrias Guidi, Toyota Boshoku y Sewtech.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) nacida en 2013, es líder en generación de energía eléctrica en el país. Tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 100 MW.

. La edición 27 de la Olimpiada anual de Energía y Ambiente convocada por el IAPG entre alumnos de escuelas secundarias de todo el país tiene nuevos ganadores.

El cuidado del ambiente, el respeto por la naturaleza y la lucha por disminuir el impacto de la actividad humana, con un espíritu sustentable, son temas decisivos para el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

La Olimpiada constituye una campaña de concientización entre los más chicos. El certamen final se realizó en la sede central del IAPG de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y consistió en una competencia anual que involucra a los alumnos regulares de las escuelas de nivel medio de todo el país. A través de pruebas eliminatorias sucesivas, los alumnos van desarrollando diferentes temas, hasta llegar a la final.

Este año los ganadores de la fueron:

1º lugar:  Julieta Arregui, del Colegio Monseñor Esandi de Bernal (Provincia de Buenos Aires).

2º lugar:  Martín Hanono, del Instituto Politécnico Superior de Rosario (Santa Fe)

3º lugar: Sol Cadus, de Nuestra Señora del Líbano, Depto de San Martín (Mendoza).

Al examen final se acercaron alumnos representando a escuelas de las provincias Santa Fe, Mendoza, Catamarca y Buenos Aires. Estos resultaron ganadores de las sucesivas etapas seleccionadoras, a las cuales se apuntaron inicialmente 900 alumnos, provenientes de más de 150 colegios secundarios de todo el país.

El principal objetivo de la Olimpíada es incentivar el estudio de la compleja problemática de la energía, que incluye sus beneficios, sus impactos ambientales, económicos y sociales; y su cuidado y uso responsable y eficiente.

“Aunque afortunadamente hoy son mayoría los chicos que ya están imbuidos de esta conciencia de valorar la energía y ser responsables con el planeta y son ellos los que más empujan a las generaciones mayores para cuidar el espacio que les dejan, cuando surgió la idea de esta Olimpiada aún no era tan así –explicó el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón-; en esa época recién comenzaba a tenerse conciencia sobre preservar la energía y la Naturaleza, de hecho el IAPG se considera pionero en esta visión de sembrar responsabilidad desde los primeros años”.

Etapas

Las etapas de la Olimpíada sobre la Preservación del Ambiente son cuatro: una selección local inicial, cuyos ganadores pasan a una selección zonal y, de allí, un certamen semifinal regional, que impulsa a los ganadores al certamen final nacional. La selección local se realiza en el propio establecimiento educativo, de allí se pasa a los centros educativos habilitados para la selección zonal. Luego se pasa a la semifinal regional y de allí, al certamen final.

Este año, el temario propuesto incluyó los ejes de cambio climático; energía; y petróleo y gas. Las pruebas finales fueron elaboradas por la Comisión de Educación del IAPG y de un equipo de docentes y psicopedagogos de la Dirección de Escuelas Verdes, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Los premios consisten en ayudas escolares a lo largo de un año para los tres alumnos ganadores. También son premiados los docentes tutores de los ganadores y los colegios a los que pertenecen-

En el transcurso del Almuerzo del Día del Petróleo, el próximo 12 de diciembre, se entregará al alumno ganador un diploma de honor.

Los colegios que en 2023 deseen participar de la 28° Olimpíada de Energía y Ambiente pueden obtener información en el sitio https://www.iapg.org.ar/oli27/ o, a partir de marzo del próximo año, contactarse con: Andrés Peña (apena@iapg.org.ar) y Miriam Gómez Ramírez (mgramirez@iapg.org.ar).

Con el propósito de estatizar por completo EDF (Electricité de France), el gobierno francés anunció la oferta por el 16 % de las acciones que no están en manos del estado. El período de venta finaliza el 22 de diciembre a un precio de 12 euros por cada título, indicó en un comunicado el Ministerio de Economía y Finanzas.

La Agencia de Participaciones del Estado espera obtener al término de ese periodo al menos el 90 % del capital de EDF, lo que le permitirá sacar la empresa de la Bolsa de París.

El objetivo del gobierno con esta nacionalización total es tener las manos libres para una eventual reestructuración del grupo y para diseñar un mecanismo de financiación de los seis nuevos reactores nucleares que se ha comprometido a construir Emmanuel Macron.
La principal urgencia es reactivar rápidamente varias centrales nucleares que llevan meses paradas por problemas de mantenimiento o por problemas de corrosión detectados de cara a los previsibles picos de consumo de electricidad en invierno.

El Mercado Electrónico del Gas recepcionó 13 ofertas para la provisión de gas adicional a usinas generadoras por un total de 21,2 millones de metros cúbicos día durante el período 28 de noviembre al 11 de diciembre próximos, a un Precio Promedio Ponderado de 2,88 dólares el Millón de BTU.

El MEGSA realizó el nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales.

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

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 28/11/2022 y el 11/12/2022 y corresponden a 9 ofertas desde Neuquén, por 10,7 MMm3/día y precios que oscilararon desde 2,15 hasta 3 dólares el MBTU.

Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas por un total de 9,5 MMm3/día y precios de entre 2,77 y 2,81 dólares el MBTU. Desde Chubut llegó 1 oferta por 1 MMm3/día a 2,88 dólares el MBTU.

La Comisión Europea acaba de fijar un tope de 275 euros el megavatio hora (MWh) al precio de las compras de gas que se activará automáticamente ante excepcionales subidas de precios y que limitará las transacciones en el mercado regulado, si bien el mecanismo contará con un freno de emergencia para su suspensión en caso de que perturbe gravemente los mercados.

El tope se activará si la base del precio establecido en el mercado de futuros de Amsterdan alcanza este precio máximo durante dos semanas y solo si la subida de precios no se corresponde con un incremento similar en el mercado mundial, con el que deberá haber una diferencia de 58 euros o más respecto a la media global durante dos semanas consecutivas.

El octavo paquete de sanciones antirrusas implementado a principios de octubre, sentó las bases legales para limitar el precio del gas y petróleo rusos, y reafirmó el compromiso de prohibir las importaciones del crudo por vía marítima. Esta medida entrará en vigor el 5 de diciembre de este año.  El mecanismo lleva implícita la posibilidad de ser suspendido si provoca “graves perturbaciones” como las que experimentó el TTF en agosto, cuando alcanzó un pico de 349 euros el megavatio hora (MWh) en una “excepcional subida”.

Aún así la eurozona sigue en una crisis energética inmanejable que disparó los precios de las facturas de electricidad. Las medidas restrictivas no sólo están acelerando el alza de los precios de los alimentos y los combustibles sino que genera malestar entre otros países de la comunidad como España, Hungría y Polonia que se oponen abiertamente a esta última medida

.- El Grupo Enel (Italia) presentó su Plan Estratégico 2023-2025 a los mercados financieros y anunció fuertes cambios en su estructura de activos a nivel mundial en el contexto de la trancisión energética y en la necesidad de reducir su nivel de enedeudamiento.

En el caso de la Argentina, implica su declarada intención de avanzar con la desinversión en los rubros de generación, transporte, comercialización y distribución de electricidad en el transcurso del 2023. sí como su continuidad en Argentina y Perú ya no es considerada por el Grupo, remarcó que priorizará sus actividades en Italia, España, Brasil, Chile y Colombia, a los que sumaría Australia.

Nacida como Ente Nazionale per l’ Energía Elétrica (ENEL) desde el Estado italiano en 1962, fue convertida en S.p.A. en 1992, y privatizada en 1999, aunque el ministerio de Economía y Finanzas posee 23,6%.

A través de Enel Argentina desde 2008 (vía control de la española Endesa) opera en el país la distribuidora de electricidad Edesur (área sur del AMBA), y las centrales térmicas Dock Sud y Costanera. También opera la hidroeléctrica El Chocón, la transportadora en alta tensión Yacylec, y comercializa energía a grandes usuarios y combustibles a industrias a través de Enel Trading Argentina (ex Cemsa).

Edesur distribuye energía a cerca  de 2,5 millones de clientes, llegando a más de 2 millones de hogares, abasteciendo a comercios y a grandes empresas. Su área de concesión es de 3.300 km2 y abarca la zona sur de Capital Federal y 12 partidos de la provincia de Buenos Aires. Su red eléctrica tiene una extensión aproximada  de 32.500 kilómetros, por la que distribuye más de 20 mil GWh lo que representa el 20% de la energía del país.

Construída por el Estado sobre el Río Limay, La hidroeléctrica El Chocón (que incluye su compensador Arroyito) fueron concesionadas en 1993 a Hidroinvest, por 30 años, por lo que el Estado nacional debe considerar una prórroga, su posible traspaso a Río Negro y Neuquén, conforme lo solicitaron, o la conformación de una empresa operadora conjunta entre los Estados provinciales y Nación. Lo mismo para otras centrales hidroeléctricas.

El Complejo Hidroeléctrico tiene una capacidad instalada total de 1.328 MW, comprende las centrales de El Chocón, con una potencia instalada de 1.200 MW –formada por seis generadores de 200 MW de capacidad cada uno- y Arroyito con una capacidad instalada de 128 MW –formada por tres generadores de 42.6 MW de capacidad cada uno.

EL GRUPO EN EL CONTEXTO ENERGÉTICO

A través de un comunicado el Grupo Enel describió que “los últimos tres años se han visto afectados por el efecto combinado del brote de COVID-19, los conflictos geopolíticos y los fenómenos meteorológicos extremos relacionados con el cambio climático”. “Este escenario ha aumentado la necesidad de una transición energética acelerada y digitalización, junto con el rediseño y reequilibrio de las cadenas de suministro globales”.

Francesco Starace, CEO y Gerente General de Enel, dijo: “En los próximos tres años, nos enfocaremos en modelos comerciales integrados, conocimientos digitales y negocios y geografías que pueden agregar valor a pesar del desafiante escenario actual, adoptando una estructura más eficiente. y un conjunto más sólido de índices financieros”.

“Esto aumentará nuestra resiliencia ante posibles turbulencias continuas en el futuro, así como también posicionará nuestra creación de valor hacia un mayor crecimiento, beneficiando a todas nuestras partes interesadas y acelerando la independencia energética en nuestros países centrales. La sustentabilidad continúa siendo la base de nuestra estrategia, y también aprovecha la aceleración de la electrificación en todas las economías”, agregó.

El comunicado puntualizó que el contexto actual muestra que es necesario alcanzar algunos objetivos:
• Asequibilidad, que implica suministros de energía a precios razonables que sean estables a largo plazo.
• Seguridad, específicamente suministro de energía con exposición limitada a tensiones geopolíticas.
• Sostenibilidad, es decir, suministro de energía sin impacto en el clima y los ecosistemas.

En el período 2023-2025 del Plan Estratégico anunciado el Grupo espera:
• Concentrarse en la cadena de valor integrada buscando la electrificación sostenible, que es cada vez más necesaria en los sistemas energéticos globales, cubriendo aproximadamente el 90 % de sus ventas a precio fijo con electricidad libre de carbono en 2025, elevando la generación renovable a alrededor del 75 % del total y alcanzando alrededor de 80% de los clientes de la red digitalizada.
• Reposicionar estratégicamente negocios y geografías, con un plan de enajenación de alrededor de 21.000 millones de euros en términos de contribución positiva a la reducción de la Deuda Neta del Grupo. Se espera que la mayor parte de este plan se implemente a fines de 2023, lo que dará como resultado una empresa centrada en seis países principales.
• Asegurar el crecimiento y la solidez financiera combinando una Tasa de Crecimiento Anual Compuesto (“CAGR”) del 10-13 % en el Ingreso Ordinario Neto con una relación FFO/Deuda Neta del 28 % esperada a partir de 2023.

Enel señaló que “con estos objetivos, entre 2023 y 2025, el Grupo prevé invertir un total de alrededor de 37.000 millones de euros” para implementar las siguientes acciones estratégicas:
. Equilibrar la oferta y la demanda de los clientes para optimizar el perfil de riesgo/retorno.
. Para 2025, en los seis países centrales, el Grupo planea vender alrededor del 80 % de los volúmenes de electricidad bajo contratos de precio fijo, un aumento de alrededor de 15 TWh (+7 %) con respecto a las estimaciones de 2022.
. El Grupo espera alcanzar el 100% de las ventas a precio fijo cubiertas a través de generación propia y Contratos de Compra de Energía a largo plazo (“PPA”), de los cuales se espera que alrededor del 90 % sea cubierto por fuentes libres de carbono.
. Esto permitirá al Grupo implementar una estrategia comercial a largo plazo, reduciendo así los riesgos a corto plazo asociados con la volatilidad externa y fomentando el cambio de los clientes del Grupo a la electricidad limpia a partir de combustibles fósiles.

Con este objetivo, el Grupo espera acelerar en los próximos tres años el despliegue de servicios de valor añadido e infraestructuras de última generación, en concreto:
. Puntos de recarga de vehículos eléctricos (de alrededor de 0,5 millones estimados en 2022 a aproximadamente 1,4 millones en 2025).
. Almacenamiento detrás del medidor (de alrededor de 99 MW estimados en 2022 a alrededor de 352 MW en 2025).
. Respuesta de la demanda (de alrededor de 8,4 GW estimados en 2022 a aproximadamente 12,4 GW en 2025).
. Descarbonización para garantizar la competitividad, la sostenibilidad y la seguridad.
. Para 2025, el Grupo espera agregar alrededor de 21 GW de capacidad renovable instalada (de los cuales aproximadamente 19 GW en sus países principales), bien encaminado para alcanzar objetivos de descarbonización en línea con el Acuerdo de París.

La estrategia de descarbonización permite al Grupo confirmar su compromiso con las emisiones cero para 2040, con objetivos de cumplimiento de 1,5 °C establecidos bajo la validación de la iniciativa Science Based Targets, se indicó.

El comunicado hace hincapié en “Reforzar, hacer crecer y digitalizar las redes para permitir la transición”. “La estrategia de red del Grupo cubre cinco de sus seis países principales, a saber, Italia, España, Brasil, Chile y Colombia, donde tiene una posición integrada y donde su experiencia única en evolución digital puede desplegarse mejor, centrándose en las grandes áreas metropolitanas”.

“Se espera que la intensidad de las inversiones del Grupo por cliente en el segmento de la red aumente en torno a un 30% de media en 2023-2025 frente a las estimaciones de 2020-2022”, puntualizó Enel.
. Se espera que los clientes de la red digitalizada aumenten a alrededor del 80% en 2025 (+20 puntos porcentuales en las estimaciones de 2022).
. El aumento de las conexiones se adaptarán a la futura captación de recursos energéticos distribuidos y la expansión de las redes urbanas.

Enel Describió que “en 2022, el despliegue de la estrategia de simplificación del Grupo se aceleró significativamente. Se completó la venta de Enel Rusia y de la planta CCGT de Fortaleza en Brasil y para fin de año el Grupo espera finalizar la venta de los activos de transmisión en Chile, de las redes de distribución en Goiás, así como la operación de Gridspertise. Además, para fines de 2022, el Grupo también planea cristalizar el valor de su cartera de gas en Chile”.

Y puntualizó que “en 2023-2025 el Grupo prevé una mayor racionalización de su estructura, saliendo de algunos negocios y geografías que ya no están alineadas con su estrategia. El Grupo también espera continuar apalancándose en su modelo de Stewardship en países no centrales. Además, y en línea con el objetivo de salir de las actividades intensivas en carbono, el Grupo planea aprovechar el entorno actual del mercado para iniciar la salida de los activos de gas”.

“Este programa general de desinversión es un componente integral del plan para remodelar el Grupo, maximizando el valor para los accionistas”, se indicó puntualizando que “se espera que el año fundamental de la estrategia de racionalización a largo plazo del Grupo sea 2023”.
. En concreto: . Las actividades en Europa se centrarán en Italia y España, con la venta de activos rumanos.
. En Latinoamérica, el Grupo “espera salir de Perú y Argentina”.
. Se espera que se añadan algunas geografías, como Australia y Grecia.
. Se espera que cristalice el valor de la cartera de gas en España.
. Se espera vender los activos en Ceará para aumentar el enfoque en las redes de distribución en las megaciudades (Rio y San Pablo), comunicó Enel.

China acordó la compra de 4 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) con Qatar por 27 años,
“Este contrato se considera el más largo en la historia de la industria del GNL”, subrayó el ministro de Asuntos Energéticos Saad al Kaabi y también aseguró que “el acuerdo abrirá un nuevo y distinguido capítulo en la relación con la (empresa china) Sinopec Corporation”, que cuenta con varias industrias en diferentes sectores.

El compromiso empezará a regir en 2026 y las cantidades contratadas de GNL se suministrarán desde el proyecto de expansión del campo petrolífero North Field (noreste del país) y se entregarán a las estaciones receptoras de Sinopec en China.
En marzo de 2021, Qatar Energy firmó un acuerdo similar con Sinopec para suministrar dos millones de toneladas anuales de GNL a China por un período de 10 años que en su época era el contrato más largo de la historia.Qatar es uno de los países del mundo con mayores reservas de gas natural del mundo, entre ellas el yacimiento denominado “North Field”, que comparte con Irán y que es considerado el mayor del mundo por la Agencia Internacional de la Energía.

El principal socio en el proyecto es TotalEnergy y se estima que comenzará a producir a partir de 2025. Ese yacimiento equivale al 19 % de las reservas de gas recuperables del mundo. 
TotalEnergies se hará con un 6,25% del proyecto, que tiene como objetivo aumentar la producción de Gas Natural Licuado (GNL) del país en un 60% para 2027. La colaboración durará hasta 2054.

Con 1.822,4 GWh de energía generada a partir de fuentes limpias, en el mes de octubre se verificó un nuevo crecimiento de la participación de energías renovables en el sistema energético nacional, con el 17,8 por ciento, lo que constituye una nueva marca histórica, informó la Secretaría de Energía.

“Estos números ratifican que las renovables son ya una parte notable del sistema interconectado, con una presencia federal en las distintas provincias. Por eso vamos a seguir trabajando con ellas en busca de sumar la mayor presencia posible de este tipo de energías” expresó el subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti.

Además del volumen de generación mensual correspondiente, también se destacan los datos relacionados con la cobertura mensual de demanda eléctrica, el récord instantáneo de abastecimiento y la participación fotovoltaica.

De acuerdo con los datos de CAMMESA, respecto a la composición desagregada de ese aporte, en primer lugar se posiciona la energía eólica con 1.296,7 GWh (71,1 %), seguida por la energía solar con 315,4 GWh (17,3 %). Los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos contribuyeron con 105,5 GWh (5,78 %) y las bioenergías con 105 GWh (5,7 %), de los cuales 70,6 GWh corresponden a biomasa y 34,4 GWh a biogás.

El componente solar-fotovoltaico también obtuvo una marca histórica.

Un logro adicional fue alcanzar el récord instantáneo de abastecimiento de la demanda a partir de renovables. El 8 de octubre a las 09.15 h., el 31,33% de la demanda eléctrica nacional fue provisto por energías renovables, superando la marca del 3 de abril de este año (30,44 % a las 14.35 horas).

Impulsada por el compromiso con la transparencia y la gestión sostenible de sus operaciones, la empresa difundió su primer informe sobre “Hitos de Sustentabilidad 2021”.
PECOM, empresa del Grupo Perez Companc, presentó su primer reporte de “Hitos de Sustentabilidad 2021”, que refleja su propósito de transformar la energía del futuro con foco en innovación y sustentabilidad para mejorar el bienestar de las personas.
“Estamos muy felices de presentar nuestro primer reporte Hitos de Sustentabilidad 2021. En PECOM entendemos a la sustentabilidad como la única forma en que se debe desarrollar nuestra actividad y la relación con nuestros públicos de interés. Creemos que es posible hacer crecer negocios de manera honesta y a la vez cuidar el impacto económico, social y ambiental de cada proyecto que decidimos emprender”, destacó Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM.
La iniciativa se fundamenta en su compromiso con la transparencia y la gestión sostenible de sus operaciones. El objetivo de la estrategia de sustentabilidad de PECOM es garantizar la creación de valor a largo plazo, tanto para los accionistas como para las distintas partes interesadas con las que se relaciona.
El reporte desarrolla 2 ejes transversales -Seguridad y Ética e Integridad- y 5 ejes estratégicos: Innovación; Gestión de la Energía y Emisiones; Gestión Ambiental; Excelencia Operacional; y Personas y Comunidad. Se desarrolló un plan de trabajo que abarca distintos temas materiales identificados y la gestión de sus recursos y entorno, teniendo como guía los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).
Sobre PECOM
PECOM es una empresa que desarrolla soluciones y servicios para la industria energética y minera. Nació hace más de 70 años en Argentina y forma parte del Grupo Perez Companc. En Petróleo y Gas ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, Artificial Lift, Well Services, servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías. Desarrolla modelos de gestión y operación digitalizados basados en integración e inteligencia de datos. En Energía Eléctrica realiza infraestructura para la generación (renovable y no renovable), transporte y distribución, tanto para el mercado regulado como no regulado. A su vez, se desempeña en infraestructura para Minería. PECOM tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Perú y Uruguay. Cuenta con cerca de 6000 colabores y en 2021 facturó 400 MM USD.

YPF le rindió homenaje a 22 trabajadores del Complejo Industrial La Plata que fueron
desaparecidos durante la última dictadura militar. Fue mediante la instalación de un tótem
conmemorativo con su nombre en el predio de la Refinería.

El presidente de la empresa de mayoría accionaria estatal, Pablo González, expresó al respecto que “estamos cumpliendo con una deuda que tenía YPF: recordar y rendir homenaje a los trabajadores y trabajadoras que desaparecieron durante la última dictadura militar y que el mismo día fueron despedidos por abandono de trabajo”.

Durante el acto, González anunció el cambio de denominación del Complejo Industrial que, a partir de ahora, se llamará “Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi”.

Además, la Refinería se identificará con el partido de Ensenada, y las instalaciones de la compañía (Cabecera, Terminal de despacho e Y-TEC) se identificarán como parte del partido de Berisso.

De este homenaje participaron alrededor de 250 personas entre las cuales se encontraba el intendente de Ensenada, Mario Secco; el intendente de Berisso, Fabián Cagliardi; el secretario general Supeh Ensenada, Nahuel Chancel; la jefa de gabinete del ministerio de Trabajo de la provincia de Buenos Aires, Cecilia Ceccini, el senador provincial, Omar Plaini; entre otras autoridades locales y provinciales.

Además, estuvieron presentes familiares de los detenidos/desaparecidos de Refinería YPF.

La realización de este homenaje y la instalación del tótem surgió a partir de un trabajo conjunto entre el Supeh y los directivos del Complejo Industrial.

Los nombres de los 22 trabajadores homenajeados son Oscar Rubén Abarzúa, Pedro Ramón Benitez; Raúl Alfredo Bonafini, Ricardo Buergo, Domingo Inocencio Cáceres, Jorge Carpinetti; Roberto Carpinetti, Eduardo Jorge Clavijo; Roberto José de la Cuadra, Alejandro Enrique De Sio, Jorge Alberto Daniel Devoto; Alejandro Efraín Ford; Gabriel Diego Ángel Galíndez, Imar Miguel Lamonega, Luis Enrique Leal, Carlos Ángel Maffei; Ruben Juan Maffei, Stella Maris Pereiro, Carlos Ennio Pierini, Jorge Roberto Pucci; Mario Horacio
Reboledo, y Raúl Jorge Reydó.

. Excelerate Energy, Inc. (“Excelerate”) anunció la creación de un Consejo Asesor Estratégico Internacional (“Consejo”), conformado por expertos internacionales que brindarán asesoramiento a la empresa en cuestiones de política global, social económica y regulatoria.

El Consejo está compuesto por profesionales formados en áreas como investigación académica, diplomacia, política energética y climática y asuntos político-militares, que traerán sus experiencias y perspectivas, para apuntalar la estrategia de desarrollo de la compañía y su proceso de toma de decisiones.

Los miembros iniciales del Consejo son la ex embajadora estadounidense en Brasil y Paraguay, Liliana Ayalde, el almirante (retirado) Craig Faller, el ex embajador Gerald Feierstein, el Dr. Michal Kurtyka, la ex embajadora Anne Patterson y la Dra. Angela Stent.

Excelerate Energy Inc. es una empresa líder en el mercado en soluciones flexibles e innovadoras de GNL. Con la misión de resolver la falta de acceso generalizado a energía limpia en todo el mundo, los productos de GNL flexibles y completamente integrados de la compañía, permiten a los clientes acceder rápidamente a energía confiable en los mercados de midstream y downstream.

Excelerate ofrece una gama completa de servicios de GNL, desde unidades de almacenamiento flotante y regasificación hasta el desarrollo de infraestructura marina y el apoyo logístico para el suministro de GNL a través de su negocio de comercialización y transporte hasta el suministro de energía.

Con sede en The Woodlands, Texas, Excelerate tiene presencia global con equipos en Abu Dhabi, Amberes, Boston, Buenos Aires, Chattogram, Dhaka, Doha, Dubai, Helsinki, Ciudad de Ho Chi Minh, Manila, Río de Janeiro, Singapur y Washington DC.

“Es un honor nombrar a este grupo distinguido de expertos como el nuevo Consejo Asesor Estratégico Internacional de Excelerate”, expresó Steven Kobos, presidente y CEO de Excelerate Energy. “La experiencia colectiva de los miembros del Consejo y sus perspectivas enriquecerán la toma de decisiones de la compañía y nos permitirá continuar entregando energía flexible, segura y confiable a los países que más lo necesitan”.

. En el período julio-septiembre de este año la producción de hidrocarburos en el país registró un destacado incremento en comparación a igual trimestre de 2021. El alza en la producción quedó confirmada a partir del informe trimestral de coyuntura energética que elabora y publica la Secretaría de Energía de la Nación.

Del informe surge que, durante ese tercer trimestre, la producción de petróleo alcanzó los 8.565 Mm3, lo que representa un aumento del 13.8 % respecto del mismo período del año anterior. Por su parte, la producción de gas natural alcanzó los 139.2 MMm³/día, elevándose 5.2 % en relación a igual período de 2021.

Del incremento en la produción total de crudo 4.849 Mm3 correspondió a la producción convencional y 3.715 Mm3 a producción no convencional.

En lo que respecta al gas natural 60,4 Mm3/día correspondió a producción convencional y 78,8 Mm3/día a producción no convencional.

La producción de petróleo en la cuenca Neuquina aumentó 28.2 % de manera interanual durante este período, en tanto que la producción de gas en la misma cuenca aumentó 10.4 % interanual durante ese trimestre.

En el caso de la refinación, en el tercer trimestre de 2022 el volumen de petróleo procesado aumentó 6.6 % respecto del mismo período del año anterior. En particular, el 61.3 % de ese crudo correspondió a petróleo liviano. A su vez, la producción de gas oil aumentó 6.4 % respecto del mismo trimestre del año anterior y la de motonaftas (grados 2 y 3) creció el 7.6 por ciento.

En el segmento de la comercialización, las ventas de gas oil crecieron 5.5 % en la comparación interanual, mientras que las ventas de naftas grados 2 y 3 entre ambos trimestres aumentaron el 12.3 %.

Otra muestra del crecimiento del sector hidrocarburífero y su efecto dinamizador en la economía queda plasmada en el incremento del gas natural entregado a la industria: respecto a julio-septiembre de 2021 este año se verificó un alza del 3,7 % del volumen correspondiente.

A través de la adquisición de parte del paquete accionario, AES confirmó la inversión anunciada meses atrás

AES Argentina, empresa líder en generación de energía y soluciones tecnológicas, confirmó la inversión y adquisición de parte del paquete accionario de GVS Solar Irrigation System; tal como lo había adelantado durante Expoagro 2022. Esta operación forma parte de la estrategia de crecimiento de AES en el sector agropecuario y busca potenciar la aplicación de riego solar móvil para aplicaciones agrícolas a nivel global.
GVS es un producto pensado desde el campo y para el campo, con ingeniería argentina y tecnología alemana, que propuso un cambio de paradigma de riego en la agricultura, al permitir reducir significativamente los costos operativos, mejorar los rindes y los niveles de producción, cuidando a la vez, al medio ambiente.

Se trata de un sistema versátil, autónomo, de operación, monitoreo y control remoto, que es capaz de generar y gestionar la energía producida a través de paneles solares, reemplazando a los motores diésel tradicionales sin modificar el sistema de bombeo. GVS es compatible con todos los equipos de riego disponibles en el mercado y es el único sistema de riego solar capaz de mantener el caudal y la presión constante.
Recientemente se lanzó la versión 2.0 del producto, que destaca por la disminución de su peso y una eficiencia de materiales que permite incorporar una batería de mayor capacidad. Asimismo, su nuevo diseño de ingeniería brinda la posibilidad de expandir la potencia instalada utilizando paneles de mayor potencia.

El objetivo en el corto plazo es expandir las fronteras de Argentina y hacer pie en mercados de la región y EE.UU.

Matías Cortada CEO y Cofundador de GVS señaló: “En GVS estamos orgullosos de que un producto desarrollado con ingeniaría argentina tenga la posibilidad de escalar a nivel global a partir de la asociación con AES y creo que esta inversión impulsará en forma exponencial el crecimiento que estamos teniendo”.

Por su parte, Martín Genesio Presidente y CEO de AES Argentina destacó: “Estamos muy motivados en nuestro ingreso a GVS, porque creemos en la necesidad de que las energías renovables avancen en uno de los motores de la economía del país como es el sector agroindustrial. En este sentido, esperamos aportar nuestra vasta experiencia en energías renovables para convertir esta solución innovadora en un producto de escala que permita reducir costos, incrementar rendimientos y sumar hectáreas que de otra manera no serían productivamente viables”.

Acerca de AES Argentina

AES Argentina está presente en el país desde 1993 y es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional. Para llevar adelante sus actividades, opera 10 plantas de generación ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.
AES Argentina cuenta en el mercado a término renovable con el 14% del market share, excluyendo las firmas de autogeneración.
En 2020, la empresa inauguró dos parques eólicos de última generación que ya están entregando energía verde, limpia y eficiente al sistema. El primero, Vientos Bonaerenses (ubicado en Tres Picos, Bs. As.) y el segundo; Vientos Neuquinos, siendo este el primer, y por ahora único, parque eólico de la provincia de Neuquén.
Las centrales que opera en el país son: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicurá, Ciclo Combinado Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos.

Acerca de GVS

GVS es un producto desarrollado por Green Valley Solar, una empresa dedicada a la generación de productos innovadores en la interacción entre la energía renovable y la producción agropecuaria. Green Valley Solar busca el desarrollo sostenible a través de la innovación en el uso eficiente de los recursos, siendo pionera a nivel global en el desarrollo de la solución de riego solar móvil para grandes extensiones.

La primera soldadura de caños del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) se concretó en Salliqueló, localidad bonaerese donde se instaló uno de los frentes de obra y donde terminará el ducto, en su etapa I, que se inicia en Tratayén (Neuquén) y atraviesa también las provincias Río Negro y La Pampa.

Se trata de los caños de 36 pulgadas y de 12 metros de largo, fabricados en la planta de Tenaris-SIAT en Valentín Alsina, que son parte de las 48 mil unidades que demandará la obra. Los tubos se trasladan a los diferentes centros de acopio de la traza donde son soldados en la superficie conformando tramos que luego se colocan en las zanjas del trayecto.

Este hito en el proceso de la obra, tuvo lugar en las cercanías de Salliqueló, corresponde al tercer tramo del ducto, que va desde el kilómetro 440 de la traza hasta la planta compresora Saturno.

En paralelo, y como parte de los trabajos simultáneos que se desarrollan en todos los tramos de la obra , se continúan movilizando equipos y se instalaron campamentos en los tramos 1 y 2. También se montaron plantas de doble junta y se sumarán las soldadoras automáticas, una tecnología que por primera vez se utilizará en nuestro país, logrando una sustancial reducción en los tiempos de construcción.

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es una obra fundamental que permitirá incrementar la producción en Vaca Muerta (segunda reserva de gas no convencional del mundo), ampliar la capacidad de transporte de gas y hacerlo llegar a los centros de consumo.

El primer tramo del GPNK tendrá una extensión de 573 kilómetros, y unirá Tratayén con Salliqueló, atravesando Río Negro y La Pampa.

Este proyecto, que está a cargo de la empresa pública Energía Argentina (Enarsa),
permitirá ahorrar más de 2.900 millones de dólares al año entre sustitución de importación de combustibles y reducción de subsidios, aumentará la disponibilidad de gas a precios competitivos para la industria, el comercio y los hogares, y generará 10 mil puestos de trabajo directos y otros 40 mil indirectos, entre la construcción de la obra y la mayor producción de gas en Vaca Muerta.

La distribuidora de gas natural por redes Naturgy puso en servicio dos nuevas plantas reguladoras de alimentación a la localidad cabecera de Municipio bonaerense de San Antonio de Areco, en reemplazo de las existentes: “Planta reguladora San Antonio de Areco 1 (SAA1)”, ubicada sobre la Ruta Provincial N° 41, en un predio propio de la distribuidora, y “Planta reguladora San Antonio de Areco 2 (SAA2)” ubicada en plazoleta Eva Perón, espacio público cedido por el municipio.

Asimismo, anunció también la construcción de una nueva obra de infraestructura que en conjunto permitirán garantizar el abastecimiento, crecimiento y fiabilidad del sistema de Alta Presión de la localidad, además de consolidar el actual servicio a los clientes existentes. Entre las 3 obras Naturgy invertirá aproximadamente 700 mil dólares, se informó.

La puesta en funcionamiento de las nuevas plantas reguladoras, ambas con nuevo caudal de diseño, y adicionalmente el nuevo ramal de vinculación de Alta Presión paralelo al existente, que se está construyendo, posibilitarán aumentar la capacidad de regulación asegurando un servicio de calidad, ajustándola a la demanda actual del área de influencia.

La infraestructura de Alta Presión de gas natural de Naturgy, en San Antonio de Areco abarca 9.272 metros y permiten abastecer de gas natural a casi 6.500 usuarios, de los cuales el 95 % son residenciales. El 51 % de los clientes residenciales de Areco se encuentra adheridos al servicio de factura por mail.

De la puesta en servicio de la reguladora participaron el Intendente de San Antonio de Areco, Francisco Ratto, quien estuvo acompañado por el Director del Gestor de Sistema de Distribución, Martin Yañez, entre otras autoridades.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1.300 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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

. El presidente de YPF, Pablo González, y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, analizaron junto con el gobernador de San Juan, Sergio Uñac, las inversiones y el avance de las obras del proyecto de energía solar Zonda, de 300 MW de capacidad instalada total, que en su primera de tres etapas de 100 MW cada una, comenzará a operar en marzo de 2023.

También, sobre el proyecto del parque solar Tocota, de 200 MW, cuyo inicio de construcción está planificada para finales de 2023, en función de la capacidad de transporte en la zona.

YPF Luz cuenta con una capacidad instalada de 2.384 MW de generación de energía eléctrica. Tiene en operación los parques eólicos Manantiales Behr, en Chubut; Cañadón León, en Santa Cruz; y Los Teros, en el partido bonaerense de Azul.

Tiene previsto para 2023 iniciar la construcción del parque eólico General Levalle, en el sur de la provincia de Córdoba, proyectado con 65 MW de potencia instalada en una primera etapa.

La Entidad Binacional Yacyretá concretó la apertura de ofertas para la construcción y puesta en marcha de la Estación de Maniobras de Yacyretá (EMY) en 500 KV.

El acto se llevó a cabo en la oficina de la Gerencia del Proyecto de Aña Cuá, situada en la
Isla Yacyretá, y corresponde al concurso de precios Nº 21.590, se indicó.

La futura instalación forma parte del Proyecto de Interconexión en 500 KV de la
Central Hidroeléctrica Yacyretá y su ampliación: “Maquinización del Brazo Aña
Cuá”.

Fueron invitados a cotizar los contratistas del Proyecto Aña Cuá: VOITH HYDRO
LTDA (Contrato Y-E-AMPLYA), SIEMENS RIEDER AÑA CUÁ ATE (Contrato Y-
E2-AMPLYA) y Consorcio ART- Astaldi SpA, Rovella Carranza S.A. y Tecnoedil
S.A. Constructora (Y-CAMPLYA).

La única oferta presentada durante el proceso corresponde a la contratista
SIEMENS RIEDER AÑA CUÁ ATE.

Participaron del acto el Director Ejecutivo de la EBY, Fernando De Vido, la Consejera por
la Argentina Ana Almirón y los integrantes de la Gerencia de Aña Cuá el Darío Jara (Argentina) y Carlos Yorg (Paraguay). También estuvieron presentes funcionarios de diferentes áreas de la Entidad Binacional Yacyretá.

. En la segunda jornada de la Conferencia ARPEL 2022, encuentro organizado por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe, los líderes del sector, reunidos en Lima, Perú, analizaron el momento de transición, con la constatación de que un futuro de menores emisiones de carbono y de energías renovables no prescindirá del petróleo y el gas como fuentes primarias de suministro.

En ese marco, América Latina tiene latente una oportunidad de seguir avanzando como un proveedor confiable y global de energía. Para ello, la región precisa intensificar la inversión en exploración que, según el Gas Exporting Countries Forum (GECF), en el presente sólo equivale al 6 % de la inversión global.

Sumado a ello, se requieren marcos regulatorios y políticas públicas estables en una época en que la competencia por obtener capitales es intensa a nivel global, se destacó.

“La acelerada transición energética no significa que Latinoamérica deje de aprovechar su riqueza hidrocarburífera”, expresó el Ex Presidente de la ANH de Colombia, Armando Zamora, durante el Panel de Agencias de Hidrocarburos enfocado en la promoción de la exploración en un contexto de transiciones energéticas.

“Y es que el futuro de la energía irá de la mano del gas y el petróleo”, agregó Marta Vieira Abrao, Gerente General de Tecnologías de Aplicaciones y Datos de Exploración de Petrobras; a lo que Rodolfo Henrique de Saboia, Director General de la ANP de Brasil, añadió: “No podemos darnos el lujo de vivir sin combustibles fósiles porque seguirán siendo importantes en la matriz energética en los años que siguen”.

Los especialistas consideran que América Latina ha mostrado un fuerte compromiso con la descarbonización y la mitigación del cambio climático, ya que un tercio de su matriz energética proviene de fuentes renovables y su emisión de gases de efecto invernadero apenas llega al 8 % del total mundial. “América Latina es la región más verde del planeta”, dijo el Director de Estudios, Proyectos e Información de la OLADE, Medardo Cadenas.

En tal sentido, Annand Jagesar, Director General de Staatsoile, de Surinam, enfatizó que “América Latina merece garantizar su seguridad energética a través del aprovechamiento de los combustibles fósiles”.

Es por eso que a partir de 2025 “veremos un mercado al alza que apuntalará inversiones a largo plazo, sobre todo en América Latina”, sostuvo el Vicepresidente Senior y Gerente para América Latina de Rystad Energy, Schreiner Parker. ¿La razón? hasta 2030 el planeta demandará un promedio de 63 millones de barriles de petróleo por día.

Frente a ese escenario ¿Cómo podría Latinoamérica incrementar su participación en el mercado internacional del gas?.  Sobre este punto, Rafik Amara, Analista Senior de Mercado de Gas del GECF, sostuvo: “América Latina y el Caribe ya están en el mercado internacional del gas natural y, para que eleven su presencia, precisan de un mayor volumen de inversiones en exploración y producción”.

Amara señaló que las oportunidades para América Latina en la escena internacional son diversas y están ancladas en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) en países como Trinidad y Tobago, Perú, Surinam, México y Argentina, entre otros, además de la integración a través de redes de gasoductos dentro del continente.

Sumado a ello, existe el convencimiento de que la región está ingresando en un periodo en el que el futuro de la exploración y producción también está en el offshore. A manera de constatación, los datos que maneja Rystad Energy hablan de un incremento del 17 % en la inversión en el offshore latinoamericano al 2025.

Sin embargo, este incremento necesario en la producción de hidrocarburos para atender la demanda, debe ir acompañado de acciones de descarbonización. Tal es el caso de la colombiana Ecopetrol, que en palabras de su Vicepresidenta de Exploración, Elsa Jaimes, apunta a llegar a 2050 con cero emisiones de carbono y con un modelo de negocios diversificado entre hidrocarburos y energías renovables.

El downtream regional contará con la refinería de Talara

El futuro de la refinación y el dowstream en América Latina y el Caribe también fue parte de la agenda de la segunda jornada de la Conferencia ARPEL 2022.

Walter Cánova, Vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales de Ecopetrol, Claudia Kalamar, Gerente de Refinación de ANCAP, Alejandro Vago, Director de Refinación de Raízen, Fabián Lombardi, Gerente Técnico de Downstream de PAE/Axion y Gustavo Chaab, Gerente Ejecutivo de Refinación de YPF, dieron el nivel requerido a un panel en el que se discutió el presente y los retos futuros para esta parte de la cadena productiva de los hidrocarburos.

En ese sentido, la jornada fue propicia para conocer más en profundidad el proyecto de modernización de la Refinería de Talara, encarada por Petroperú. Oscar Vera, Gerente de la Refinería, dijo que este proyecto abre una nueva era para el downstream peruano. 

Construida bajo los más altos estándares internacionales, se considera a Talara como una de las refinerías más modernas de América Latina con una capacidad para procesar hasta 95.000 barriles diarios de crudos pesados y livianos, tanto los existentes en suelo peruano como en otras partes del planeta. Un elemento fundamental es que, además, la producción de gasolinas y diésel tendrá un contenido máximo de 50 partes por millón de azufre, lo que se traduce en una producción amigable con el medio ambiente.

El complejo refinero cuenta con 16 unidades de proceso y cinco paquetes de unidades auxiliares y servicios complementarios, dos muelles de carga líquida y 21 tanques nuevos de almacenamiento, lo que la posiciona como una de las refinerías de conversión profunda más importantes de Latinoamérica.

ARPEL es una asociación sin fines de lucro que nuclea a empresas e instituciones de petróleo, gas y energía renovable en América Latina y el Caribe. Fue fundada en 1965 y, actualmente, sus socios operan en más de 30 países de la región e incluyen a empresas operadoras nacionales e internacionales, proveedoras de tecnología, bienes y servicios para la cadena de valor, así como a instituciones nacionales e internacionales del sector.

. La VII Semana de la Energía, el evento insignia del sector energético de América Latina y el Caribe, se realizará del 12 al 16 de diciembre próximos en Ciudad de Panamá, convocado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), la Secretaría Nacional de Energía de Panamá y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), con la colaboración de EnergyNet.

Se trata de una de las principales instancias de diálogo político y estratégico en materia energética a nivel regional, ya que nuclea a los ministros de Energía de los 27 países miembros de Olade. Además del espacio de intercambio entre autoridades, referentes, académicos y representantes de empresas, se expondrá acerca de las oportunidades y tendencias en la region, así como de la incidencia del contexto internacional.

El secretario ejecutivo de la Olade, Alfonso Blanco, explicó que “este año nos estamos focalizando mucho en los aspectos de la coyuntura del sector energético global como los que están afectando en términos de la crisis de suministros y procesos inflacionarios derivados, así como del impacto en las acciones climáticas”. “La Semana de la Energía es también una plataforma para mostrarle al resto del mundo las fortalezas de nuestra región”, comentó el directivo.

Las temáticas girarán en torno a innovación, desarrollo energético sostenible, género, seguridad energética e integración.  Se abordarán a través de presentaciones, paneles integrados por líderes de la industria, debates interactivos y colaborativos en estilo “boardroom”, y workshops organizados por diversas organizaciones.

Se tendrá oportunidad de escuchar a disertantes de la talla del Secretario General de la International Energy Forum (IEF), Joseph McMonigle, el Jefe de la la División Energía del BID, Marcelino Madrigal, el Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), Francisco La Camera,  el Secretario Nacional de Energía de Panamá, Jorge Rivera, la Subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo, el Secretario Ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco, y la Presidenta de la Asociación Brasileira de Energía Eólica (Abeeolica), Elbia Gannoum.

También están confirmados el Gerente Sectorial Sector Infraestructura y Energía del  BID, Ariel Yepez, y el Senior Adviser en International Energy Agency (IEA) y Senior Fellow en Yale University, Paul Simons.

En el panel de apertura se contará con la participación del Secretario de Energía del país anfitrión, la representante del BID, Rocío Medina Bolivar y el profesor de la Universidad de Columbia, Jason Bordoff. Intercambiarán sobre el apoyo a transiciones energéticas igualitarias, los proyectos clave a nivel regional, inversiones y seguridad energética. 

Hidrógeno, almacenamiento, movilidad y mucho más

Los proyectos de hidrógeno verde en Latinoamérica serán debatidos en un boardroom especial que tratará de cómo aprovechar las ventajas de la región, las posibilidades de financiamiento y las lecciones aprendidas a nivel de proyectos piloto.

Los panelistas en esta instancia serán la Especialista Senior en Energía del BID, Michelle Hallack, el CEO de Ecopetrol, Felipe Bayon, el líder de electro movilidad del Programa Medio Ambiente de ONU, Jone Orbea, y la Senior Energy Specialist del Banco Mundial, Janina Franco.

Otro de los boardrooms estará dedicado a nuevas tecnologías de almacenamiento de energía. Allí se abordarán temáticas como el papel del cobalto, el litio y las tierras raras; almacenamiento en plantas termosolares de concentración, a través de renovables y el hidrógeno verde.

El intercambio se dará junto a Edwin Malagón, Especialista Regional en Energía del BID, el consultor Pablo Corredor, el representante de la División de Energías Sostenibles, Ministerio de Energía de Chile, Danilo Jara,  el Project Development Manager de Canadian Solar, Daniel Chaves, y la Sales manager Battery Energy Storage de BASF, Mayeana Kamara.

También se debatirá sobre la infraestructura y las inversiones necesarias para escalar la electro movilidad en la región. Allí se analizarán iniciativas sobre el uso de Biocombustibles para el transporte masivo.

En el debate acerca de la igualdad de género se profundizará en las barreras existentes y se promoverá un mecanismo para garantizar la inclusión de esta perspectiva.

En esta instancia intercambiarán visiones la Subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo,  la Directora Regional de Relaciones Corporativas para las Americas de Shell, Barbara Blakely, la especialista en energía del BID, Virginia Snyder, el coordinador del programa de energía para Centroamérica de la Agence Française de Développement,   Juquois Fabrice, la Project Manager V-Research, Laboratorio Nacional de Energía Renovable,  Sadie Cox,  el Director Sector Energia, Tetra Tech, Jairo Guterrez, y la EDGE Expert & Auditor & Trainer, Rosane Fukuoka.

Además, se realizarán boardrooms acerca de transiciones energéticas justas, planificación de redes con energía renovable variable, tendencia e innovación en tecnología solar, implementación de proyectos eólicos off shore, tecnologías de la información y comunicaciones en el sector energético, rol de los gobiernos locales en la transición energética, iniciativas de integración eléctrica, entre otros.

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Accede a la agenda completa y al listado de expositores en:https://semanadelaenergia.olade.org/

La Secretaría de Energía convocó a Audiencia Pública para el 6 de diciembre próximo con el objetivo de “evaluar y dar tratamiento a los precios del gas natural respecto de la porción del precio que el Estado Nacional podrá tomar a su cargo en los términos del Artículo 6° del Decreto 892/2020 y su modificatorio”.

Dicho artículo establece que el Estado nacional “podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser trasladado a los usuarios y las usuarias”, de conformidad con las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes (Decreto 2255/92).

La S.E. dictará una reglamentación relativa a la discusión y debate de las tarifas de gas natural, así como de su ponderación, la que podrá incluir mecanismos de participación ciudadana, a los efectos de determinar el monto que el Estado podrá tomar a su cargo y sin alterar las facultades regulatorias en materia de tarifas de transporte y distribución de gas natural.

La Audiencia Pública se celebrará virtualmente el 6 de diciembre de 2022, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 10:00 horas, desde la Plataforma “Webex”.

En consecuencia, solo requerirán inscripción aquellos que se anoten en carácter de “oradores” ya que quienes pretendan participar visualmente, podrían hacerlo vía streaming.

El Expediente EX-2022-121440322-APN-SE#MEC, con el material de consulta referido al objeto de la Audiencia Pública se encontrará disponible en la página web de la S.E. para quienes tengan voluntad de tomar vista del mismo.

La convocatoria se realizó mediante la resolución 771/2022, y se indicó que podrá participar en la Audiencia toda persona humana o jurídica, pública o privada, que invoque un interés simple, difuso o de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado.

El Informe Final de la Audiencia Pública será publicado en el Boletín Oficial y en la página web de la Secretaría, luego de lo cual, el Ente Regulador ENARGAS lo implementará.

La Secretaría de Energía convocó, a través de la Resolución 770/2022, a Concurso Público Nacional para la extensión de los compromisos asumidos por los adjudicatarios del Plan Gas Ar 2020/2024 en la Cuenca Neuquina, hasta el nuevo período contractual de 2028 recientemente dispuesto.

La prórroga procurada comprende a los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “RONDA #1 – PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO–ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024”, convocado mediante la Resolución 317/2020 de la S.E. y adjudicado mediante la Resolución 391/2020, modificada por Resolución 447/2020 de esa cartera.

También comprende a los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “RONDA #3″ convocado mediante la Resolución 984/2021 y adjudicado mediante la Resolución 1091/2021, ambas de la S.E.

En los considerandos de la nueva resolución se hace referencia a la reciente puesta en marcha (3 de noviembre) del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028”.

Y se describe que “a efectos de lograr la máxima coordinación con los contratos aún vigentes celebrados en el marco del mencionado Plan Gas.Ar, resulta necesario incorporar disposiciones que permitan amalgamar los contratos, compromisos de producción e inyección asumidos en el marco de las instancias celebradas anteriormente, instrumentando un procedimiento de oferta y competencia de precios, a efectos de adjudicar volúmenes de gas natural provenientes de todas las cuencas productivas del país”.

También para la celebración de contratos directos entre las empresas productoras y distribuidoras, por un lado, y entre las primeras y la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA (CAMMESA) y ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA), por el otro”.

La puesta en operaciones del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, en proceso de construcción, demandará un volumen adicional e inicial de gas natural de 11 millones de metro cúbicos día. Y su realización completa (etapas 1 y 2) implicará poder transportar hasta 40 millones de metros cúbicos día.

La nueva resolución señala que “los contratos a suscribirse deberán ser capaces de producir niveles de precios acordes con inversiones a largo plazo y, al mismo tiempo, podrán contener mecanismos de incentivo o estímulo adicionales que aseguren la más amplia aceptación por parte de la industria global del gas natural”.

La elección del procedimiento de oferta y competencia tuvo como objetivo garantizar un sistema de precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que surja de un mecanismo competitivo y transparente, a efectos de dar cumplimiento a los preceptos establecidos por la Ley 24.076 (marco regulatorio del Gas) .

La nueva convocatoria es para la adjudicación de los siguientes volúmenes de gas natural en la cuenca Neuquina:
. “Gas Plano Julio”: hasta ONCE MILLONES DE METROS CÚBICOS (11.000.000 m3) por día para el período comprendido entre el 1° de julio de 2023 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive.
. “Gas Plano Enero”: hasta TRES MILLONES DE METROS CÚBICOS (3.000.000 m3) por día para el período comprendido entre el 1° de enero de 2024 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive.
. “Gas de Pico 2024”: hasta SIETE MILLONES DE METROS CÚBICOS (7.000.000 m3) por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2024 a 2028, ambos inclusive.
. “Gas de Pico 2025”: hasta SIETE MILLONES DE METROS CÚBICOS (7.000.000 m3) por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2025 a 2028, ambos inclusive.

Todo esto, en los términos del Pliego de Bases y Condiciones que como Anexo I acompañan al decreto de lanzamiento del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO…. 2023-2028 – “RONDA 4 – CUENCA NEUQUINA”.

Asimismo, la R-770/2022 convóca en el ámbito de la S.E. a Concurso Público Nacional para:
. La extensión hasta 2028 de los compromisos asumidos por aquellos adjudicatarios que realizaron ofertas en las Provincias de CHUBUT y SANTA CRUZ en el marco de la Ronda 1 del PLAN GAs Ar 2020-2024, convocado mediante la Resolución 317/20 de la S.E., adjudicado mediante la Resolución 391/20, y modificada por Resolución 447/20, de la misma cartera.

También para la presentación de proyectos de Gas Incremental en las cuencas Austral y Noroeste, bajo la figura de Plan de Actividad Incremental, conforme la definición del Decreto 892/2020, sustituido por el Decreto 730/2022 referido al PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS… 2023-2028 – RONDA 5.

El artículo 3° de la Resolución 770/22 indica que “a los efectos de garantizar la plena concurrencia al procedimiento de oferta y competencia dispuesto, publíquense edictos por DOS (2) días en el Boletín Oficial y en TRES (3) diarios de circulación nacional; notifíquese vía sistema de Trámite a Distancia (TAD) a todas las empresas productoras inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Sección Productoras, creado por la Disposición 337 de diciembre de 2019 de la ex SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS Y COMBUSTIBLES.

Y también instruye el envío de notificación a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA (CAMMESA); a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y a la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS), a efectos de convocarlas a participar del mencionado procedimiento de oferta y competencia.

Las empresas distribuidoras y/o subdistribuidoras interesadas en adherir al presente esquema de oferta y demanda deberán remitir una nota de adhesión por el sistema TAD, y se entenderá que sus obligaciones como adherentes se generarán a partir de la firma de los contratos cuyo modelo fuera oportunamente aprobado por las Resoluciones 317/20 y 984/21, ambas de la S.E.

Las licenciatarias de distribución y/o subdistribuidoras y las adjudicatarias deberán presentar a la Secretaría y al ENARGAS, dentro del plazo de DIEZ (10) días de la vigencia de la presente medida, el o los nuevos contratos que resulten de la sustitución dispuesta respecto de los contratos vigentes.

La Resolución 770 aprueba los modelos de contratos deberán suscribir las empresas adjudicatarias, en el marco de la convocatoria, y además los Modelos de Contrato que deberán suscribir con ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA) las empresas que resulten adjudicatarias de los volúmenes “Gas Plano Julio”, “Gas Plano Enero”, “Gas de Pico 2024” y “Gas de Pico 2025”, a licitar.

También aprueba el Modelo de Contrato que deberán suscribir las empresas adjudicatarias, en el marco de la convocatoria , y CAMMESA.

Por otra parte, la R-770 designó como miembros de la Comisión Evaluadora del Concurso Público Nacional que se convoca a Nicolás Ramón TAIARIOL (M.I. N° 26.932.264); Analía Rosa RODRIGUEZ (M.I. N° 16.405.712) y Lisa Susana RIVAS (M.I. N° 31.962.166).
Asimismo, se encomienda a la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS a convocar semestralmente a la “Mesa de Trabajo de Valor Agregado Nacional” creada por la Resolución 317/20 de la S:E.

Con la participación de los actores enumerados en la citada norma se deberá trabajar propendiendo al crecimiento sostenido de la cadena de valor de la industria.

En el ámbito de la referida Mesa de Trabajo se deberá elaborar un listado de bienes y servicios considerados estratégicos según las características de cada cuenca, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos:
a. el valor industrial agregado; b. el impacto favorable en la sustitución de importaciones del bien o servicio ofrecido; c. su impacto multiplicador en compras a otros oferentes de bienes y servicios nacionales; d. el potencial exportable del bien o servicio; e. el agregado de competitividad a la industria del gas natural; f. la criticidad del servicio.

La Secretaría de Energía otorgó a las empresas TULLOW ARGENTINA LIMITED (Sucursal Argentina), PLUSPETROL S.A. y WINTERSHALL DEA ARGENTINA S.A., la extensión por DOS (2) años del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración otorgado sobre las áreas MLO_119 y también para la MLO-114.

La decisión obedece a que este consorcio y otros solicitaron una ampliación de los plazos originales habida cuenta de la virtual suspensión de las actividad exploratorias durante la duración de la pandemia del Covid-19, por razones sanitarias.

A través de las resoluciones 765 y 766/2022 se determinó además que durante el plazo de extensión referido, las empresas permisionarias deberán abonar en concepto de canon la suma establecida por el Artículo 57 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias, y por el Decreto 771 de septiembre de 2020, para el primer período exploratorio del plazo básico.

Cabe referir que entre las medidas implementadas para combatir la pandemia declarada en 2020 por la OMS se pueden mencionar: la prohibición de ingreso al territorio nacional de personas extranjeras no residentes en el país por medio de puertos, aeropuertos, pasos internacionales, centros de frontera y cualquier otro punto de acceso, establecida a nivel local por Decreto 274 de marzo de 2020.

Diversas empresas en su carácter de operadoras, titulares y/o representantes de empresas titulares de los permisos de exploración otorgados sobre las áreas CAN_100, CAN_102, CAN_107, CAN_108, CAN_109, CAN_111, CAN_113, CAN_114, AUS_105, AUS_106, MLO_113, MLO_117, MLO_118, MLO_121, MLO 122, MLO 123 y MLO 124 solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio de sus respectivos permisos de exploración por cuanto la exploración de hidrocarburos en áreas costa afuera se realiza principalmente a través de la adquisición de sísmica para conocer el potencial de los recursos hidrocarburíferos que se disponen en un determinado lugar.

Ello conlleva la contratación de buques especialmente diseñados para realizarla, cuya disponibilidad depende del nivel de actividad, logística de la operación y ventanas climatológicas, entre otras variables.

Por medio del Decreto 870/2021 se delegó en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía la potestad de revisar y otorgar o rechazar las solicitudes presentadas por las empresas titulares de los permisos de exploración, de extensión del plazo del primer período exploratorio de los permisos otorgados a través del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, convocado mediante la Resolución 65/18 de la ex Secretaría de Energía, en el marco del Decreto 872/18; y de extensión del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración otorgado por la Resolución 196/19 en los términos de la Ley 27.007.

El Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), Osvaldo Pitrau, participó en la inauguración de la obra del Gasoducto Gran Santa Fe, que encabezó el gobernador provincial, Omar Perotti.

La obra del Gasoducto Gran Santa Fe se extenderá por 42 kilómetros, desde la conexión al GNEA (Gasoducto del Noreste Argentino), ubicada en el límite este del departamento Las Colonias, hasta Arroyo Leyes en el departamento La Capital. La misma es financiada por la Secretaria de Energía de la Nación y se estima un plazo de ejecución de 12 meses. 

Una vez concluido el proyecto permitirá que más de 250 mil habitantes santafesinos, de siete localidades diferentes, puedan acceder al gas natural por redes. Entre las localidades beneficiadas por la construcción del gasoducto figuran Esperanza, Recreo, Monte Vera, Ángel Gallardo, Arroyo Aguiar, Santa Fe, San José del Rincón -incluyendo Colastiné Norte- y Arroyo Leyes. 

Además, permitirá el abastecimiento potencial de 7.000 usuarios industriales y comerciales y también, abastecer a 1.700 instituciones deportivas, culturales, etc. Por las características para llevarla a cabo y los alcances, se trata de una obra histórica y sin precedentes en la provincia de Santa Fe. 

El acto de inicio de obras contó además con la participación de la ministra de Infraestructura, Servicios Públicos y Hábitat de la provincia, Silvina Frana, y el vicepresidente de Santa Fe Gas y Energías Renovables (Enerfe), Juan Cesoni.

Los trabajos comenzaron con una perforación en inmediaciones de la laguna Setúbal, en el Paraje El Chaquito. Para atravesar el cauce de la Laguna, se utilizará un sistema denominado Perforación Horizontal Dirigida (PHD), que permitirá colocar los conductos sin abrir zanjas a través de maquinaria especial que realiza un control preciso de la profundidad y trayectoria. 

. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 23 de enero de 2023 con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto a las propuestas de las concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica, tendientes a obtener una adecuación transitoria en la tarifa, dentro del Proceso de renegociación de la RTI, y con carácter previo a definir las tarifas a aplicar por las concesionarias”.

La Audiencia Pública fue convocada mediante la resolución 576/2022 y se realizará a las 08:30 horas, su visualización y participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de streaming, la que será informada en la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre/tarifas/audiencia-publica-edenor-edesur-2023.

La Audiencia será presidida por el Interventor del ENRE, Walter MARTELLO y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por Diego BIBE y Federico PRESERN pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo, quienes serán asistidos por el Jefe de la Asesoría Jurídica Sergio BERGOGLIO y/o su alterna Liliana GORZELANY y/o quienes ellos designen en su reemplazo.

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

Se habilitará, a partir de las CERO HORAS (00:00 h) del día 6 de enero de 2023 y hasta las VEINTITRÉS HORAS CINCUENTA Y NUEVE MINUTOS (23:59 h) del día 20 de enero de 2023, el Registro de Participantes al que se podrá acceder a través de la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre/tarifas/audiencia-publica-edenor-edesur-2023.

. Con la presencia de la Secretaria de Energía de la Argentina, Flavia Royón, y del ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, la empresa AES Andes activó un esquema de intercambios bidireccionales de energía entre ambos países a través de la línea de interconexión eléctrica InterAndes.

El anuncio se realizó en una ceremonia en el Ministerio de Energía en Santiago, que contó además con la presencia del Vicepresidente ejecutivo y COO de AES, Bernerd Da Santos – desde Egipto donde participa en la COP27 -, el CEO de AES Andes, Javier Dib y de Martín Genesio, CEO de AES Argentina, que participó del acto junto a la Secretaria Royón desde la central AES San Nicolás.

El intercambio eléctrico opera a través de la línea InterAndes de la Compañía. Se trata de una línea de transmisión de 345 kV que se extiende por 409 kilómetros entre la subestación Andes, en Chile, y la subestación Cobos, en Argentina.

Con este acuerdo, durante el día se podrán exportar hasta 80 MW desde Chile hacia Argentina, mientras que durante la noche se podrán importar en Chile desde Argentina hasta 200 MW. De esta manera, se podrán desplazar generación a diésel en Chile durante la noche, abaratando costos sistémicos y reduciendo emisiones. También permitirá disminuir los vertimientos de energía renovable en el sistema eléctrico chileno, se explicó.

La modalidad aprobada consiste en intercambios de oportunidad económica, los que serán interrumpibles en caso de que los operadores de red de los respectivos países lo consideren necesario.

El acuerdo establece que los sistemas no operarán sincronizados, sino que se destinarán componentes de generación en forma aislada eléctricamente, desde Chile durante el día, y desde Argentina en el transcurso de la noche. Además, este enlace servirá también de respaldo en caso de presentarse contingencias eléctricas, mejorando la resiliencia en ambos sistemas.

El Ministro de Energía, Diego Pardow, sostuvo que “el proyecto de interconexión eléctrica Andes – Salta, que vuelve a operar entre ambos países, representa un paso más de cooperación entre Chile y Argentina. Representa un aporte al desarrollo de la generación renovable, debido a que permite exportar energía de vertimiento.

Por otro lado, constituye un incremento en la seguridad del abastecimiento energético, dado el aporte que se haría hacia Chile en las horas de menor generación renovable.

Por lo tanto, el proyecto que comienza a operar entre ambos países, representa un avance concreto en la integración energética regional.

La Secretaria de Energía Royón, destacó que “cuando pensamos en la energía estamos pensando en el crecimiento de nuestro sector industrial, en que acceda a un insumo a precios competitivos, y en la posibilidad de que las pequeñas y medianas empresas se incorporen con una participación cada vez mayor en las oportunidades que la diversificación energética brinda en el marco de la transición”.

Bernerd Da Santos, aseguró que “este acuerdo es un ejemplo de cómo trabajando juntos podemos impulsar transiciones energéticas justas y responsables en Chile y Argentina. Prueba de ello es que la cooperación entre países vecinos y el sector privado puede contribuir a la integración energética de la región, en busca de alcanzar sus metas de reducción de emisiones y dinamizar sus economías”.

Martín Genesio, comentó que “la transición energética no solo abarca la irrupción de fuentes de energías renovables, sino también la interconexión regional y el aprovechar las oportunidades de intercambio de energía para lograr un abastecimiento con mayor sustentabilidad”.

En el marco de la visita de Royón, y del subsecretario de energía eléctrica, Santiago Yanotti, a San Nicolás, el CEO de AES anunció una importante inversión en el Parque Eólico Vientos Bonaerenses con el objetivo de incorporar 53 MW de energía limpia al sistema eléctrico de interconexión nacional. La obra requerirá una inversión de 100 millones de dólares e implicará la creación de 1.000 puestos de trabajo directos a lo largo de su construcción.

En cuanto a la Central Térmica San Nicolás, posee una capacidad total instalada de 1.537 MW, está constituida por dos turbinas de gas a ciclo abierto, cinco turbinas de vapor de ciclo convencional y una de ciclo combinado.

En la CT trabajan actualmente 199 empleados, y se destaca por ser la única planta de su tipo en Argentina que cuenta con un sistema de almacenamiento de energía de baterías (BESS) de 16 MW/15min de capacidad, el cual se utiliza para regulación de frecuencia primaria de la red.

La empresa distribuidora de gas natural por redes GasNEA sostuvo, tras la publicación del Decreto 3912/2022, por parte del Gobierno de la Provincia de Entre Ríos, revocando el contrato con esa concesionaria regional, que “los considerandos (de dicho decreto) no se atienen a la realidad”.

Al respecto, la compañía puntualizó que:

. Gas NEA SA está constituida por un grupo empresario con capitales nacionales y presencia en Servicios Públicos de las 10 Provincias que constituyen el Norte Grande Argentino, operando en el sector energético, con más de 50 años de trayectoria. En el año 2013 asumió la conducción de la empresa, resolvió el Concurso Preventivo de Acreedores preexistente cancelando, incluso, la deuda con la Compañía Entrerriana de Gas y con el Gobierno de la Provincia de Entre Ríos, en su totalidad, en el año 2017.

. Gas NEA cuenta con un patrimonio adecuado y suficiente a los fines de solventar la prestación del servicio.

. Respecto a los reclamos económicos que plantea la Provincia de Entre Ríos como accionista de Gas NEA SA, no se atienen a lo dispuesto por las Leyes Provinciales 9020/1998 y 9295/2000 ni a los distintos acuerdos que se sucedieron.

“Por todo lo anteriormente mencionado y demás términos erróneamente detallados en el Decreto y, siendo prestador del Servicio Público de Distribución de Gas por Redes en las Provincias de Entre Ríos, Corrientes, Formosa, Chaco y Misiones, regido por la jurisdicción nacional, GasNEA acudirá a las instancias que correspondan en defensa de sus derechos”, señaló la empresa.

En los últimos días se informó que el gobernador Gustavo Bordet firmó el decreto 3912 por el cual revocó el contrato con GasNEA, “por incumplimiento de sus obligaciones”, y se indicó que la medida se llevará a cabo garantizando el normal suministro del servicio, a través de la estatal Compañía Entrerriana de Gas.

El gobierno de Entre Ríos comunicó que la decisión obedecía a “los visibles incumplimientos de las obligaciones asumidas por la firma distribuidora y en razón del quebrantamiento de la ecuación económica del contrato”, tal como señala el artículo 1° del decreto.

En su artículo 3°, la norma establece la notificación al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y solicita “la habilitación provisoria de la Compañía Entrerriana de Gas S.A. para la prestación del servicio público de distribución de gas natural en territorio de la provincia”.

Asimismo, en su artículo 4° se solicita al Enargas la realización de las medidas pertinentes para habilitar y asignar a la empresa estatal los contratos de transporte en los puntos de entrega Entre Ríos y los volúmenes de gas natural necesarios para la prestación del servicio público en la “subzona Entre Ríos”.

“Una vez que reciba el decreto, Enargas resolverá la cuestión en un plazo determinado para garantizar la prestación del servicio. No es automático, no es que la provincia revoca la concesión de uso y automáticamente toma posesión del gasoducto. Esto va a ocurrir si el Enargas dispone las medidas conducentes a ello”, señaló el Fiscal de Estado, Julio Rodríguez Signes.

No obstante, en el decreto se establece de manera provisoria el paso de los activos y recursos a la Compañía Entrerriana de Gas S.A. para llevar adelante el servicio hasta que el Ente Nacional determine la concesión de la licencia.

En respuesta, desde GasNEA se puntualizó que “la compañía, en todos estos años, ha demostrado capacidad y vocación de inversión y de pleno cumplimiento de las obligaciones comprometidas, preocupación por el mejoramiento constante de la calidad de la prestación de su servicio, realizando mejoras para ampliar la capacidad de las redes de distribución, para llegar a más usuarios”.

En tal sentido, se propuso también gestionar sus procesos administrativos y procedimientos dentro de los estándares de calidad que se estipulan a nivel mundial. Por ello que a principios del corriente año, GasNEA obtuvo la Certificación de Calidad en las Normas ISO 9001:2015 con respecto a la Prestación de Servicio de Atención, Registro y Administración de solicitudes de usuarios por reclamos y consultas en el Centro de Atención Telefónica, se indicó.

Y se destacó que “en los últimos 10 años, GasNEA motorizó importantes inversiones para ampliar su infraestructura y llegar a más ciudades”.

“A continuación se detallan las principales obras realizadas por Gas NEA en los últimos años con recursos propios:
. La ampliación del Gasoducto de aproximación en Villaguay, el cual estaba al límite de su capacidad, que consistió en la instalación de un gasoducto de 8 pulgadas de diámetro y de 30 kilómetros de longitud, que incrementó en 200 % la capacidad de transporte de gas natural a Villaguay con el fin de permitir la conexión de nuevos usuarios residenciales y a Industrias en el Parque Industrial de la esa ciudad, además de poder abastecer a varias localidades en su trayecto.

. La construcción de nuevas Estaciones Reguladoras de Presión sobre los gasoductos de aproximación a las localidades de Colon, Federación, San José y Libertador Gral. San Martín, para limitar la presión de los mismos, a fin de garantizar la seguridad, y asegurar el suministro.

. El reemplazo de las Plantas Reguladoras existentes en las ciudades de Concepción de Uruguay y Gualeguaychú, duplicando la capacidad para permitir el suministro de gas natural por redes en dichas ciudades a mas usuarios, comercios e industrias.

. La realización de obras de normalización operativa en las redes de distribución, para optimizar el servicio beneficiando a más usuarios en 25 localidades, entre las que se encuentran Colon, Crespo, Concordia, Concepción del Uruguay, Gualeguay, Gualeguaychú, entre otras.

. La construcción en la provincia de Chaco de redes de distribución de gas natural en las ciudades de Resistencia, Presidencia Roque Sáenz Peña y en el Parque Industrial Puerto Tirol, en la cual se conectó a la red de gas natural a la primera industria de Chaco.

. La ejecución de tendido de redes en las Provincias de Formosa y Corrientes. Además brindamos el servicio de distribución de gas por redes en la ciudad de Posadas, Misiones.

Asimismo, se describió, producto de una rotura producida sobre el Gasoducto de aproximación a Gualeguay, propiedad de la provincia, GasNEA realizó el reemplazó en plena pandemia, del tramo subacuático del Gasoducto de Alta Presión, en el cruce del Río Gualeguay a la altura de la Ruta N° 12, para garantizar y asegurar el suministro de gas que benefició principalmente a la ciudad de Gualeguay y a las localidades abastecidas desde este anillo, como Gral. Galarza, Larroque y otras poblaciones vecinas, junto con sus parques industriales.

“En el marco de la Revisión Tarifaria Integral, finalizada en Marzo de 2017, GasNEA ha cumplido con las inversiones comprometidas pese a que se encontraban interrumpidos los mecanismos de actualización tarifaria”, se explicó.

“Estas inversiones, entre otras no mencionadas, generaron la posibilidad que muchos más usuarios puedan utilizar el servicio de gas por redes. En concreto, GasNEA experimentó una suba del 62 % en la cantidad de usuarios en los últimos diez años, llegando a tener un total de 121.068 a Octubre de 2022”, puntualizó la compañía.

GasNEA destacó que “brinda un servicio ininterrumpible, continuo y seguro, contando para ello con un plantel de trabajadores altamente calificados, y sostiene que para el Desarrollo de los Servicios Públicos esenciales de la Región resulta imprescindible la confluencia Publico-Privada”.

La Secretaria de Energía, Flavia Royón, destacó que “hoy el mundo está enfocado en la producción del hidrógeno y Argentina tiene ventajas comparativas para desarrollarlo. Tenemos que buscar que estas ventajas comparativas se constituyan como ventajas competitivas”, expresó durante una visita que realizó al Centro de Desarrollo Tecnológico de IMPSA, en Mendoza, junto con el Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti.

La funcionaria también participó del Congreso Nacional de Pymes Constructoras junto al gobernador Rodolfo Suárez.

Con relación a la producción de hidrógeno como insumo energético, Royón reiteró que se está trabajando en el diseño de un marco jurídico específico para la actividad, y que en las próximas semanas se enviará al Congreso de la Nación el proyecto de Ley.

La Secretaria de Energía sostuvo que: “La Argentina tiene para el desarrollo del hidrógeno un sector de energías renovables con mucho potencial y con posibilidad de escalar. El sector industrial argentino cuenta con mucho conocimiento adquirido, la industria petroquímica que puede desarrollar de forma competitiva esta industria, también tiene un sistema científico tecnológico que puede aportar, y está hoy trabajando en el desarrollo de electrolizadores”. “Además, tiene los puertos de aguas profundas que se necesita para que esto pueda ser exportado”, señaló.

Royon y Yanotti recorrieron las instalaciones del Centro de Investigación que la empresa IMPSA posee en la localidad de Godoy Cruz. Formaron parte del recorrido los responsables de la empresa: Gonzalo Guilardes (CEO), Sergio Carobene (Director General) y Juan Carlos Cacciavillani (Director de Tecnología).

Los funcionarios recorrieron dos de las principales naves industriales del predio y pudieron ver los avances en distintos proyectos, como la grúa que IMPSA está construyendo para Puerto Belgrano; los hornos de proceso para la refinería de YPF en Luján de Cuyo; equipamientos para la Central Hidroeléctrica El Tambolar, en San Juan; y las nuevas turbinas diseñadas y fabricadas para la Central Hidroeléctrica de Yacyretá.

Con relación al proceso de transición energética mundial y a las oportunidades que generan para el país expresó que: “la transición energética también le da muchas oportunidades a la Argentina por su gran potencial en energías renovables, solar en el norte del país, eólico en el sur del país, hidroeléctrico y nuclear. También el sector de biocombustibles que tiene mucho para crecer y el sector de gas porque es el primer paso en la transición energética”, agregó.

En una de las naves del Centro Tecnológico las autoridades tuvieron la oportunidad de observar el componente que IMPSA está fabricando para el CAREM-25, el primer reactor nuclear modular para la generación de energía realizado en el país, y uno de los tres proyectos de plantas modulares de energía nuclear más avanzados del mundo.

Para este proyecto, liderado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), el componente que elaboró IMPSA es el “Blindaje térmico”, una pieza clave ya que es la que soporta el peso del reactor nuclear y otorga la seguridad necesaria frente a cargas sísmicas.

La comitiva también recorrió el Centro de Investigaciones Tecnológicas, una nave que cuenta con dos bancos de ensayos para realizar pruebas a escala y donde también se realiza el diseño de las turbinas hidráulicas y la verificación de los principales parámetros de performance.

Visitaron además las instalaciones de la Nave Nuclear, una de las más grandes y modernas del mundo, que cuenta con una sala presurizada para el ensamblado de componentes nucleares.

En su visita a Mendoza, Royón también participó en el inicio del 6to. Congreso Nacional de Pymes Constructoras (CPC), que se realizó bajo la consigna “Energías renovables, nuestro compromiso con el futuro”.

Y destacó que “desde la Secretaría de Energía trabajamos para que la inserción de la tecnología nacional sea una realidad en todos los ámbitos ligados a la ampliación de la matriz energética local, con más Pymes abocadas a la fabricación de los componentes que requieren las distintas fuentes de generación renovable”.

El congreso Pyme contó, además, con la presencia de Matías Stevanato (Intendente de Maipú), Mario Isgro (Ministro de Planificación e Infraestructura Pública); y el sector empresario estuvo representado por Gerardo Fernandez (Presidente de la Confederación de Pymes Constructoras) y Alfredo Gonzalez (Presidente de la Confederación Argentina de la Mediana Empresa, CAME).

La compañía de generación de energías renovables GENNEIA colocó dos Obligaciones Negociables por el equivalente a U$S 51 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de U$S 40 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de U$S 148 millones, se informó.

Estas ONs ingresaron al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la
bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales y el séptimo instrumento de la compañía calificado como bonos verdes.

GENNEIA licitó dos series de Obligaciones Negociables dólar linked. En primer
lugar, la reapertura de ON dólar linked Clase XXXV por U$S 21 millones de dólares,
emitidas a un precio de 107.75 % de su valor nominal, con un cupón fijo de 0 % , con
vencimiento en diciembre de 2024.

En segundo término, la ON Clase XXXVII, por un monto de U$S 30 millones, se licitó a una tasa de interés fija de 0%, con amortización del principal en 3 cuotas en los meses 42, 45 y en la fecha de vencimiento, en noviembre de 2026.

Las órdenes superaron ampliamente el monto ofrecido inicialmente y provinieron en su mayoría de inversores privados e institucionales interesados en proyectos de
infraestructura baja en carbono que permita el desarrollo sustentable del país.

Esta operación se realizó bajo la coordinación del Banco Macro, como Organizador, mientras que Macro Securities, Banco Santander, BBVA, Banco Patagonia, BACS, Banco Hipotecario, Balanz, Facimex, MAX y TPCG actuaron como Colocadores.

Lo recaudado será destinado a financiar la construcción de los proyectos eólicos La
Elbita I y II en Tandil, provincia de Buenos Aires y el proyecto solar Tocota III en la
provincia de San Juan.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18 % de participación en la matriz renovable del país, alcanzando el 24 % de la capacidad instalada de energía eólica y el 8 % de la solar.

Luego de cuatro años, la Justicia le dio la razón a la Federación Argentina de Expendedores de Nafta del Interior, que reclaman por las altas comisiones que le cobran en las ventas con tarjetas de crédito y el extenso plazo de acreditación de los montos de tales ventas.

FAENI, la entidad que reúne a todas las Estaciones de Servicio de la provincia de Santa Fe, inició en 2018 un juicio contra Prisma Medios de Pago S.A, que administra las principales tarjetas de crédito, para reducir las comisiones y plazos de pago. Este es un reclamo que también impulsó la CECHA, la confederación que integra a las cámaras de expendedores de combustibles de la Argentina.

A través de un fallo en primera instancia, el Juzgado Nacional en lo Comercial Nº 8 le dio la razón a FAENI. A partir de ahora, en Santa Fe, la comisión por la venta de combustibles con tarjetas de crédito no deberá ser mayor al 0.5 % y la acreditación de los pagos en tres días.

Desde la entidad calificaron a este fallo como “histórico”, ya que “las actuales condiciones ponen en riesgo la subsistencia de numerosas PyMES del sector”.

Aunque el fallo no está firme y puede haber una apelación, resulta un antecedente significativo. FAENI -que representa a las pequeñas y medianas estaciones de servicio- señala en su demanda las condiciones abusivas impuestas por una entidad financiera que actúa como un socio pasivo y recoge los beneficios que genera la comercialización de los combustibles, reintegrando el saldo en el plazo que le conviene financieramente.

Comisiones en Europa, Estados Unidos y Latinoamérica

En los países limítrofes, las mismas tarjetas cobran menos tasas y el plazo de pago es menor que en Argentina. En Estados Unidos, Visa y Mastercard fueron demandadas colectivamente y acordaron devolver a los comerciantes hasta 6.240 millones de dólares.

En la Comunidad Europea rige desde el año 2015 un Reglamento a través del cual se estableció como tope para las tasas de intercambio del 0,2 % en operaciones con tarjeta de débito y del 0,3 % para las de crédito.

La Secretaría de Energía aprobó “una erogación con carácter de asistencia económica transitoria”, de 475.444.133,38 pesos a las empresas productoras, fraccionadoras y distribuidoras registradas en el Registro Nacional de la Industria del Gas Licuado de Petróleo (RNGLP), cuando el destino del producto sea el Programa HOGAR.

La suma corresponde al periodo de agosto de 2021 a diciembre de 2022 y se distribuye a los operadores inscriptos , detallados en un anexo de la resolución 761/2022 publicada en el Boletín Oficial.

El gasto que demande el pago descripto corresponde a la S.E.y se enmarca en la Ley 26.020 que estableció el marco regulatorio para la industria y comercialización del Gas Licuado de Petróleo (GLP).

Dicha ley tiene como objetivo asegurar el suministro regular, confiable y económico de GLP a sectores sociales residenciales de escasos recursos que no cuenten con servicio de gas natural por redes. La industria de GLP reviste carácter de Interés Público, según esta misma Ley.

La norma estableció como objetivo la regulación de la industria y comercialización de GLP, garantizar el abastecimiento del mercado interno de gas licuado de petróleo, como así también el acceso al producto a granel, por parte de los consumidores del mercado interno, a precios que no superen los de paridad de exportación.

Asimismo establece que Energía deberá fijar precios de referencia, los que serán publicados y propenderán a que los sujetos activos (operadores) tengan retribución por sus costos eficientes y una razonable rentabilidad.

Mediante la Resolución 70/2015 Energía aprobó Precios Máximos de Referencia y Compensaciones para los Productores de butano y propano de uso doméstico con destino a garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos; y los Precios Máximos de Referencia de garrafas de GLP de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos para los Fraccionadores, Distribuidores y Comercios.

Dichos Precios Máximos de Referencia fueron actualizados sucesivamente, siendo la última modificación correspondiente a julio de 2022.

La Resolución 809/2021 de la S.E. aprobó la erogación con carácter de asistencia económica transitoria a las productoras, fraccionadoras y distribuidoras registradas en el Registro Nacional (RNGLP), cuando el destino del producto sea el Programa HOGAR y estableció que dicha asistencia consistiría en el reconocimiento del VEINTE POR CIENTO (20 %) de la facturación en concepto de venta de GLP (neto de impuestos) que facturen mensualmente las empresas, en los meses de agosto a diciembre de 2021.

Asimismo, mediante la Resolución 980/2021 de la S.E. se consideró un reconocimiento adicional de $ 4.722,40 por cada tonelada relacionada a volúmenes destinados al Programa HOGAR durante el período agosto a diciembre de 2021 en concepto de volumen de venta de garrafas que los fraccionadores destinen a subdistribuidores y/o usuario final.

Mediante la Resolución 88/2022 de la misma secretaría se prorrogó la vigencia de la Asistencia Económica Transitoria establecida hasta el 31 de marzo de 2022 inclusive, y mediante la Resolución 271/2022 de la S.E. se prorrogó la vigencia hasta el 31 de diciembre de 2022 inclusive.

YPF registró durante el tercer trimestre de 2022 un EBITDA ajustado -beneficio bruto de explotación antes de intereses, impuestos y amortizaciones- de 1.500 millones de dólares (por segundo trimestre consecutivo), en un contexto de mayores costos en dólares producto de un proceso inflacionario global, informó la compañía.

Las inversiones del trimestre continuaron creciendo y acumularon casi 2.900 millones de dólares en los primeros 9 meses del año, un 60 % superiores respecto al mismo período de 2021.

La producción total de hidrocarburos acumulada a septiembre fue de 505 mil barriles equivalentes por día, representando un incremento del 9 % interanual. La producción de crudo creció 7 % y la de gas se incrementó 9 % ambas respecto al 2021.

La actividad no convencional continúa siendo el principal eje de crecimiento de la compañía, y representa el 41 % de la producción total de YPF. La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento cercano al 50 %, mientras que la de gas no convencional aumentó más de 20% cuando se las compara con el mismo trimestre del año anterior.

Estos resultados se apalancan en las mejoras operativas desarrolladas por la compañía en el desarrollo de sus campos en Vaca Muerta (NQN), donde se alcanzaron nuevos récords de eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de los pozos, y la marca más alta en la cantidad de nuevas perforaciones de pozos horizontales, se describió.

Por el lado del Downstream, las ventas domésticas de combustibles del tercer trimestre del año resultaron 11 % superiores al año anterior. En el caso del gasoil, la compañía registró nuevamente un récord histórico de suministro, el cual fue abastecido a través de mayores niveles de producción propia en las refinerías, y un incremento de las importaciones.

En materia financiera, el flujo de caja libre fue positivo por décimo trimestre consecutivo en 262 millones de dólares, acumulando en los primeros nueve meses del año un flujo neto positivo de casi 1.000 millones de dólares. Esto permitió disminuir una vez más la deuda neta de la compañía a un nivel de 5.655 millones de dólares.

El ratio de endeudamiento neto se ubicó por debajo de 1,2 veces en relación con el EBITDA ajustado, el nivel más bajo de los últimos 7 años, se destacó.

En el tercer trimestre del año, YPF registró una ganancia neta de 92.182 millones de pesos, manteniendo prácticamente sin cambios la ganancia registrada en el segundo trimestre, de 94.063 millones de pesos.

La Secretaría de Energía detalló que fueron adjudicados 13 proyectos de 25 instituciones públicas y privadas, por 1.170 millones de pesos, para promover el cambio estructural del sistema energético nacional.

Las adjudicaciones se enmarcan en la convocatoria oficial a la formulación de Proyectos Estratégicos para la Transición Energética, y tuvieron lugar en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires. Se trata de un instrumento de financiamiento que busca fortalecer las capacidades científicas, tecnológicas y de innovación locales que aporten al proceso de transición energética nacional.

El acto contó con la participación del Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus; de la secretaria de Energía, Flavia Royon; y del Presidente de la Agencia I+D+i, Fernando Peirano. También de la Directora Nacional del FONARSEC, Laura Toledo; el Decano de la Facultad de Ingeniería de la UBA, Alejandro Martínez, y la Directora Nacional de Proyectos Estratégicos de MINCyT, Érica Carrizo.

En su intervención, Filmus explicó que “el Ministerio de Ciencia y la Agencia I+D+i sirven para apoyar el desarrollo. Las problemáticas que afrontamos como salud, ambiente y transición energética, tienen el mismo eje central: la soberanía. Hay una tendencia a la primarización y a que nuestros países exporten productos sin valor agregado, por eso nuestra misión es propiciar las condiciones para desarrollar tecnologías propias, que es lo que genera trabajo, y permite un modelo de crecimiento que produce riqueza y las distribuye”.

Filmus destacó que “esta convocatoria de la Agencia logra diferentes articulaciones: a nivel federal; entre un modelo de desarrollo tecnológico del Estado y el sector privado y, también, entre la investigación básica y la capacidad de aplicación. La articulación, a distintos niveles, y la conformación de redes, resultan fundamentales para impulsar una mirada propia para el desarrollo desde nuestras propias capacidades”.

Por su parte, Royón señaló: “La Argentina debe desarrollar el proceso de transición energética con aporte de tecnología propia. Tenemos un know how construido en nuestra industria petroquímica y metalmecánica, y en su sistema científico-tecnológico, esto ubica a la Argentina en una posición de privilegio respecto de lo que podemos proveer al mundo en materia de renovables, en gas, litio y biocombustibles”.

Fernando Peirano subrayó la importancia de armar una mesa de trabajo entre las instituciones que forman parte de los proyectos seleccionados: “Son 25 actores claves con capacidad para descifrar la transición energética para que nuestro país pueda ser productor y no sólo usuario de las nuevas tecnologías”.

Y agregó: “Esta convocatoria refleja que podemos desarrollar capacidades propias y resolver desafíos que el mundo se plantea, como lo es el buen uso de los recursos naturales, con un nuevo modelo de desarrollo, más federal y con nuevas perspectivas ambientales”.

Además, el encuentro contó con la presencia de representantes de IMPSA, que recibió distintos apoyos desde la Agencia I+D+i, entre los que se encuentran la creación del Centro Tecnológico de Energías Renovables en la región de Cuyo, orientado a la prestación de servicios tecnológicos, la formación de recursos humanos e impulsar la investigación científica y técnica.

Los proyectos seleccionados de esta convocatoria fueron los siguientes:

1 – Plataforma para la evaluación del secado termosolar y uso agronómico-ambiental de barros industriales, de Tecsan Ingeniería Ambiental y la UBA.

2 – Centro Nacional de Baterías de Litio para el Almacenamiento de Energías Renovables y Soluciones de Movilidad (CENBLIT), del INTI y ADIMRA.

3 – Desarrollo de plataformas experimentales y tecnologías para la maximización de la conversión de energía de olas en el Mar Argentino, de QM Equipment SA y el CONICET.

4 – Sistema estandarizado de generación eléctrica a partir de biogás de baja y mediana potencia conectado en paralelo con la red, de la Universidad Nacional de Rafaela (UNRaf), Integral Agropecuaria SA y Bounous Hermanos SA.

5 – Desarrollo Nacional de un electrolizador de alta potencia, para la producción de Hidrógeno verde, de YPF Tecnología SA y el CONICET.

6 – Desarrollo tecnológico para la producción nacional de electrolito para baterias de litio “ElectroLitAr”, de YPF Tecnología SA, CLORAR Ingeniería SA, Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y el CONICET.

7 – Concentrador termosolar para generación de vapor de proceso de uso industrial, de Santa Fe Gas y Energías Renovables SAPEM (ENERFE), Fimaco SA y el CONICET.

8 – Desarrollo de generadores basados en pilas de combustible de óxido sólido alimentadas con hidrógeno producido a partir de combustibles tradicionales, de Santa Fe Gas y Energías Renovables SAPEM (ENERFE), la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y el CONICET.

9 – Separación isotópica de litio para usos en tecnología nuclear de alto valor agregado, de Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), INVAP y Nucleoeléctrica Argentina SA.

10 – Plataforma para la validación de procesos catalíticos, agregando valor a la cadena oleoquímica, del CONICET, Varteco Química Puntana SA Santa Fe Gas y Energías Renovables SAPEM (ENERFE).

11 – Gestión de la energía mediante integración a la red de baterías de litio, experiencia piloto en la Cooperativa de Armstrong, de la Cooperativa de Provisión de Obras y Servicios Públicos Limitada de Armstrong (CELAR), la UTN y la Universidad Nacional de General San Martín (UNSAM).

12 – Desarrollo, Fabricación e Implantación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de la energía undimotriz, de la UTN y ASECON SRL.

13 – Diseño e implementación de un recolector pendular de energía undimotriz a pequeña escala para aplicación en boyas de balizamiento en el estuario de Bahía Blanca, de la UTN, el CONICET y Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca (CGPBB).

Ecopetrol obtuvo una ganancia de U$S 5.347 millones hasta septiembre, 150,1 % más que el mismo periodo de 2021, informó la compañía.

En el tercer trimestre, el beneficio neto de la empresa estatal colombiana, fue de U$S 1.910 millones, lo que supone un crecimiento del 149,9 % frente al periodo julio-septiembre del año pasado.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) en el tercer trimestre fue de U$S 4.241 millones, un 103,9 % más que en el mismo periodo de 2021, y hasta septiembre fue de U$S 11.902 millones, que arroja un crecimiento del 111,7 %.

El presidente de la petrolera Felipe Bayón dijo que los buenos resultados se deben al entorno de precios favorables, al récord en cargas a refinerías y al mayor nivel de ventas, entre otros factores que permitieron compensar la presión inflacionaria y la devaluación del peso.

Bayón hizo énfasis en la producción, que subió un 5,4 % en el tercer trimestre, hasta alcanzar una media diaria de 720.400 barriles de crudo equivalente, resultado que es “el nivel más alto desde el primer trimestre de 2020 y nos ubica en el rango superior de la meta anunciada para el 2022”.

En el acumulado de enero a septiembre la producción creció el 4,8 % y se situó en 705.900 barriles diarios de crudo equivalente.

Los ingresos trimestrales consolidados de la petrolera fueron de U$S 8.726 millones, un 86,2 % más que entre julio y septiembre de 2021.

“En el acumulado del año presentamos resultados históricos con ingresos por US$ 24.088 millones”, lo que supone un crecimiento del 99,7 % en comparación con los primeros nueve meses de 2021, agregó.

Estos resultados se dan después de que la estatal lograra “cifras históricas” en los dos primeros trimestres de 2022, cuando obtuvo ganancias netas de US$ 1.327 millones y de US$ 2.111 millones respectivamente.

La compañía cerró el tercer trimestre con una provisión de caja de US$ 3.177 millones

. En un encuentro entre el gobernador de Mendoza, Rodolfo Suarez, y el presidente de YPF, Pablo González, analizaron las inversiones de la compañía en la provincia por 364 millones de dólares.

Entre los proyectos se destaca la realización de un piloto en la formación Vaca Muerta con la perforación de dos pozos horizontales en el sur de Malargüe.

“En diciembre podríamos empezar los primeros trabajos para el desarrollo del no convencional en la provincia, una actividad que le otorga una perspectiva de futuro a la actividad petrolera en Mendoza”, afirmó Pablo González tras su reunión con el gobernador Suarez.

Este plan de inversiones contempla, además, proyectos de terciaria, desarrollo de crudos pesados y la modernización y adaptación del Complejo Industrial de Luján de Cuyo para las nuevas especificaciones de los combustibles, que va a constituir la mayor inversión de los últimos 30 años.

Por medio de la Resolución 756/2022, la secretaría de Energía adjudicó seis lotes para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos junto con sus correspondientes instalaciones internas. Los paneles serán instalados en 494 centros de salud primaria de trece provincias argentinas.

Los equipos permitirán equipar los edificios de los Centros de Atención Primaria de Salud (CAPS) y mejorarán las condiciones de atención para más de 40.000 argentinos que habitan en el interior del país.

Gracias a la tecnología fotovoltaica, las comunidades rurales contarán con un suministro eléctrico ininterrumpido, y de esta forma se podrán extender los horarios de guardia y la calidad de las prestaciones de atención.

La distribución de los paneles se dará de la siguiente manera: Córdoba (11 centros); Tucumán (7 centros); Jujuy (21 centros); Salta (129 centros); Santiago del Estero (173 centros); Catamarca (35 centros); La Rioja (2 centros); Chaco (52 centros); Misiones (3 centros); Río Negro (10 centros); Neuquén (28 centros); Chubut (12 centros) y Santa Cruz (11 centros).

Junto con la provisión de los equipos, cada establecimiento sanitario recibirá, además, heladeras solares para la conservación de vacunas, que serán energizadas con generadores fotovoltaicos autónomos, sin utilización de baterías, y que cuentan con certificación de la Organización Mundial de la Salud (OMS).

En el marco de la Resolución 756, tras la aprobación del Banco Mundial, el comité evaluador de ofertas asignó la licitación a las empresas Multiradio (Lote 1 y Lote 6), Datasar Argentina (Lotes 2, 3 y 4) y Mega (Lote 5).

Ubicado en la órbita de la subsecretaria de Energía Eléctrica, el proyecto PERMER cuenta con financiamiento del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) para sus iniciativas, centradas en la electrificación por medio de fuentes renovables de las zonas rurales.

El objetivo es garantizar un acceso a la energía en hogares, escuelas, centros de salud y los ámbitos de trabajo asociados con la ruralidad. A través de la colocación de paneles y boyeros con tecnología fotovoltaica se promueve la inclusión social y el desarrollo económico de habitantes y trabajadores del interior de la Argentina.

Entre las últimas licitaciones relacionadas con el Proyecto cabe destacar las licitaciones de octubre último, que aseguraron el abastecimiento renovable para 281 establecimientos públicos, que incluyen escuelas y puestos de Gendarmería y el Ejército, en 19 provincias, así como la provisión e instalación de 2.633 de boyeros solares. El conjunto de estas licitaciones implicó una inversión de más de 24 millones de dólares.

La compañía de generación de energías renovables Genneia anunció el lanzamiento de la reapertura de las Obligaciones Negociables Clase XXXV y nuevas Obligaciones Negociables Clase XXXVII en el mercado local, por un monto a emitir en conjunto de U$S 40 millones, ampliable hasta U$S 80 millones. La nueva ON es el séptimo instrumento de la compañía calificado como bono verde.

La licitación de las Obligaciones Negociables se llevará a cabo el 9 de noviembre de 2022 y lo recaudado será destinado a financiar la construcción de los proyectos eólicos La Elbita I y La Elbita II, en la provincia de Buenos Aires, y el proyecto solar Tocota III en la provincia de San Juan.

Estas ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, y está dirigido a cualquier inversor –personas o instituciones- dispuesto a obtener rentabilidad a la vez que contribuir a brindar soluciones ambientales.

Estos instrumentos son dólar-linked, es decir, se encuentran denominados en dólares y serán integrados en pesos al tipo de cambio inicial.

Otras características de las ON son:
 La ON Clase XXXV Adicionales: tiene una tasa de interés fija del 0 %, pagadera trimestralmente, bullet, con vencimiento en diciembre 2024 y se licitará por precio.
 La ON Clase XXXVII tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, amortizable en tres cuotas iguales a partir del mes 42, 45 y 48 y con vencimiento en el mes 48.

Banco Macro actúa como Organizador, mientras que Macro Securities, Banco Santander, BBVA, Banco Patagonia, BACS, Balanz, Facimex, MAX y TPCG actúan como Colocadores.

“Tras liderar la colocación de Bonos Verdes en Argentina en 2021, continuamos apostando por nuevas inversiones en energías renovables y a la inversión productiva en el país, con proyectos que ayudan a la transición energética”, manifestó Carlos Palazón, CFO de la empresa.

Nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Tocota III

El Proyecto Solar Fotovoltaico Tocota III, ubicado en el noroeste de la provincia de San Juan, tendrá una capacidad instalada nominal estimada de 60 MW, equivalente al consumo aproximado de 45.000 hogares. El predio seleccionado para el emplazamiento tiene una superficie de 295 hectáreas y está localizado a 4 kilómetros de la Ruta Nacional 412, a 50 km al sur de la localidad de Iglesia.

Se estima una inversión total de aproximadamente U$D 50 millones para la construcción del Proyecto Solar Fotovoltaico Tocota III. La realización del proyecto tendrá un plazo de 24 meses, incluyendo el diseño conceptual y de detalle de la obra, las obras de interconexión con el SADI y la puesta en marcha.

El Proyecto Solar Fotovoltaico Tocota III se encuentra alineado con los Objetivos de Desarrollo Sustentable de la Organización de las Naciones Unidas: #7 energía Asequible y no contaminante y #13 Acción por el clima.

Nuevos Proyectos Eólicos La Elbita I y La Elbita II

El Proyecto Eólico La Elbita I tendrá una capacidad instalada estimada de 103,5 MW. El proyecto se encontrará situado en la ciudad de Tandil, ubicado en la provincia de Buenos Aires. El predio seleccionado para el proyecto tiene una superficie de 984 hectáreas, y está localizado a 4.2 km de la RP 30 , y 24 km (en línea recta) de la RN 226, aproximadamente a 50 km al Sur de la ciudad de Tandil.

Por otro lado, el Proyecto Eólico La Elbita II tendrá una capacidad instalada estimada de 36 MW y se ubicará adyacente al Proyecto Eólico La Elbita I. El predio para el proyecto tiene una superficie de 483 hectáreas, accesible desde la RP 30 y la ruta nacional 226.

Se estima una inversión total de aproximadamente U$S 210 millones para la construcción del Proyecto Eólico La Elbita I y La Elbita II. La realización del proyecto tendrá un plazo de 25 meses, incluyendo el diseño conceptual y de detalle de obra, la interconexión con el SADI y la puesta en marcha.

Los Proyectos Eólicos La Elbita I y la Elbita II se encuentran alineados con los Objetivos de Desarrollo Sustentable de la Organización de las Naciones Unidas: #7 energía Asequible y no contaminante y #13 Acción por el clima.

Genneia provee soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18 % de participación en la matriz renovable, alcanzando el 24 % de la capacidad instalada de energía eólica y el 8 % de la solar, lo que la convierte en la líder del sector y una de las quince generadoras más importantes de Sudamérica, ocupando actualmente la posición número 11.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y supera los 866 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Actualmente se encuentra en proceso de construcción el nuevo Parque Solar Sierras de Ullum que tendrá una capacidad instalada de 78 MW.

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

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 14/11/2022 y el 27/11/2022. Se recibieron 17 ofertas por un total de 24,2 millones de metros cúbicos día, y el Precio Promedio Ponderado fue de U$S 2,85 el MBTU.

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

Del total de ofertas recibidas 12 correspondieron a la Cuenca Neuquina, sumaron 12,7 millones de m3/día, y los precios oscilan entre 2,15 y 3,00 dólares el Millón de BTU.

Otras 3 ofertas provinieron de productores de la provincias de Tierra del Fuego, sumaron 7,5 millones de m3/día y los precios fueron desde 2,77 a 2,81 dólares el MBTU.

Una oferta provino de Santa Cruz, por 3 MMm3/día a U$S 2,83 el MBTU, y también 1 oferta desde Chubut, por 1 MMm3/día a U$S 2,88 el MBTU.

. Con el objetivo de seguir generando un impacto positivo en las personas y el planeta, Mondelez International firmó un acuerdo con Genneia para abastecer a la Planta de Pacheco (provincia de Buenos Aires) y la planta de Villa Mercedes (San Luis) con energía eléctrica limpia.

Este contrato, implica que la Planta de Pacheco recibirá al año 10.974 MWh provenientes de los Parques Eólicos Rawson, Villalonga, Pomona, Chubut Norte y el Parque Solar Sierras de Ullum.

De esta manera, Genneia abastecerá a las plantas en un 100 % de energía verde durante 5 años. La iniciativa permitirá que la fábrica que produce anualmente galletitas y bañados pueda reducir 7.416 toneladas de dióxido de carbono contaminantes a la atmósfera.

En resultados concretos, Mondelez dejará de emitir el dióxido de carbono equivalente al que absorben 325.000 árboles. A su vez, esa reducción permitirá evitar el semejante al CO2 que emiten 9.000 autos.

En línea con su compromiso con el medioambiente, durante la primera mitad del 2022, la compañía de consumo masivo, redujo un 25 % el uso de agua comparado con el mismo período del 2021, y disminuyó el consumo de energía en un 3 %, el equivalente a lo que consumen 1.320 casas.

Este nuevo acuerdo se enmarca dentro de la estrategia global de impacto en la que la
compañía trabaja a través de dos grandes pilares estratégicos: Mindful Snacking y Snacking Sustentable. En ese sentido, este programa logra convertirse en una acción
concreta que genera un impacto positivo en la comunidad, el planeta y visibiliza la
evolución significativa que está teniendo la compañía en el cumplimiento de sus
objetivos de impacto para 2025.

Al respecto, desde hace tres años, Mondelez International publica su informe de
sustentabilidad, Snacking Made Right, en el que se pueden ver los avances que obtuvieron globalmente y localmente en cuatro metas: lograr una cadena próspera de valor -a través de programas como Cocoa Life-, reducir su impacto ambiental, -con la disminución de las emisiones de CO2, de residuos y del uso de agua en sus plantas productivas-; aumentar el desarrollo de envases reciclables e impulsar hábitos de snackeo consciente -porciones controladas y mejoras en el perfil nutricional de sus productos-.

Martín Antola, presidente de Mondelēz International para Cono Sur aseguró: “estamos orgullos de poder trabajar en conjunto con Genneia. Este acuerdo va en línea de
nuestros sólidos compromisos en materia de ESG tanto a nivel local como global. Nuestro propósito es seguir construyendo una compañía de snacks sostenible, minimizando nuestro impacto en el medioambiente y creando valor a largo plazo.”

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos y de Sustentabilidad de Genneia “Nos enorgullece poder acompañar a Mondelēz este camino hacia la sustentabilidad y poder brindar energía limpia a la Planta Pacheco. El desafío hacia la lucha contra el cambio climático es obligatorio y continuaremos siendo un actor clave en proveer soluciones energéticas que ayuden al medio ambiente”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con un desarrollo sostenible. También, permite a los Grandes Consumidores del sistema cumplir con los requisitos de la Ley 27.191, la cual exige que el 20 % de energía eléctrica que consumen provenga de fuentes renovables para 2025.

A nivel local Mondeléz posee tres plantas industriales:
 Planta Pacheco (Prov. de Buenos Aires), produce galletas y bañados.
 Planta Villa Mercedes (Prov. de San Luis), elabora bebidas en polvo y postres para preparar. Cuenta con oficinas administrativas ubicadas en el partido de San isidro, Provincia de Buenos Aires, desde donde se da soporte al mercado de Cono Sur, integrado por los países de Argentina, Uruguay y Paraguay.

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18 % de participación en la matriz renovable, alcanzando el 24 % de la capacidad instalada de energía eólica y el 8 % de la solar, lo que la convierte en la líder del sector y una de las quince generadoras más importantes de Sudamérica, ocupando actualmente la posición número 11.

La empresa de capital estatal Centrales de la Costa Atlántica S.A. (CCA S.A.) obtuvo la certificación ISO 37.001, una normativa esencial que permite verificar los procesos que se implementan en las instituciones para asegurar la prevención de la corrupción y, particularmente, del soborno.

Con la obtención de esta certificación, Centrales de la Costa – empresa dependiente del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense- se ubica entre las primeras empresas estatales de Argentina en lograrlo.

La certificación se realizó en el contexto de la implementación por parte de Centrales del Plan Estratégico de Integridad Sostenible trianual (2022-2024) que tiene como objetivo asumir un compromiso de trabajo transversal en temas de integridad, transparencia y rendición de cuentas.

Este Plan está alineado al Proyecto de Ley de Ética Pública y Transparencia de la Provincia de Buenos Aires, una norma innovadora en su planteo de capacitación permanente para quienes tienen responsabilidades públicas que aborda con un enfoque preventivo aspectos fundamentales como los conflictos de intereses y la participación en licitaciones públicas.

El presidente de Centrales de la Costa, Alexis Zuliani, se refirió a la aprobación de esta certificación y señaló: “Representa un paso adelante en el trabajo que realizamos colectivamente para fortalecer la gestión y sobretodo para hacerlo garantizando la transparencia en la práctica cotidiana del ejercicio de la función pública”.

Certificar el Programa de Integridad ayuda a Centrales de la Costa a prevenir, detectar y enfrentar problemas derivados de las malas prácticas en los negocios, promoviendo una cultura ética empresarial.

La certificación la realizó TÜV NORD Argentina, miembro de TÜV NORD GROUP, un proveedor de servicios de ingeniería con actividades en todo el mundo.

Sobre Centrales de la Costa

Es una empresa de capital estatal que depende de la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires. Centrales genera y comercializa energía eléctrica mediante la operación de sus cuatro centrales ubicadas en la costa atlántica bonaerense: General Madariaga, Mar del Plata, Necochea y Mar de Ajó.

Su Parque Generador está compuesto por 20 unidades -6 unidades Turbo Vapor y 14 Turbo Gas- alcanzando una potencia total instalada de 653 MW.

Como agente generador la empresa forma parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y sus operaciones están integradas al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

“La crisis energética será todavía peor en invierno de 2023 que en el de este año”, pronosticaron una serie de ejecutivos de compañías dedicadas al sector de gas y petróleo durante la conferencia ADIPEC, celebrada la semana pasada en Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos).

“Tenemos un invierno difícil por delante y, posteriormente, tenemos un invierno más difícil el año que viene, porque la producción que está disponible para Europa en la primera mitad de 2023 es considerablemente menor que la producción que teníamos a nuestra disposición en la primera mitad de 2022”, explicó Russell Hardy, director general de la compañía energética suiza Vitol, al medio estadounidense.

Asimismo, indicó que es necesario tener en cuenta las consecuencias de la escasez de energía, la subida de precios, sus efectos en el costo de vida de la población, así como los posibles problemas futuros que de ello se deriven.

AUMENTOS

Bernard Looney, director general de British Petroleum, aseguró que los precios energéticos “se están acercando a la inasequibilidad”, detallando que algunas personas ya “gastan en energía el 50 % o más de sus ingresos disponibles”.

En su opinión, gracias a una combinación de altos niveles de almacenamiento de gas y los paquetes de gastos gubernamentales para subsidiar las facturas de la población, Europa podrá manejar la crisis este año. No obstante, alerta que muchos de los expertos están preocupados por cómo será el invierno de 2023, porque “podría ser aún más desafiante”.

Por su parte, Claudio Descalzi, director general de la empresa energética italiana Eni, manifestó la misma preocupación. “Estamos en buena forma para este invierno. Pero como dijimos, el tema no es este invierno, será el próximo, porque no vamos a tener gas ruso”, señaló.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, junto a Endeavor lanzaron la segunda edición del programa de innovación abierta “Impulso Raízen”, un concurso orientado a startups y emprendedores que busquen formar parte de la transformación del sector energético del país.

El ganador del certamen recibirá como premio u$s 5000 y un viaje para conocer PULSE, el Hub de Innovación de Raízen con sede en San Pablo, Brasil.

Para participar, los aspirantes deberán presentar un proyecto de innovación relacionado con alguna de las siguientes áreas: Logística & procesos productivos; Relacionamiento con clientes; Energía renovable & sustentabilidad y Nuevas tecnologías. Un jurado de la Mesa de Innovación de Raízen, evaluará y seleccionará las propuestas finalistas que formarán parte del Demo Day: el evento que dará cierre al concurso en donde cada concursante presentará su idea.

“En 2019 realizamos nuestra primera aproximación al ecosistema emprendedor y fue una gran experiencia por las capturas de valor que concretamos para nuestros negocios”, cuenta Eduardo Martínez, Director de Tecnología Informática de Raízen Argentina. “La pandemia aceleró muchos cambios. Nuestra empresa se encuentra atravesando un fuerte proceso de transformación digital y con Impulso Raízen queremos seguir enriqueciéndonos con miradas frescas, disruptivas e innovadoras”, agregó.

La inscripción se encuentra abierta hasta el 14 de noviembre ingresando a https://impulsoraizen.com.ar/.

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 830 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 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.

ACERCA DE ENDEAVOR

Endeavor es una fundación que apoya a emprendedores de alto impacto y promueve la cultura en cada país donde está presente.  Con más de 60 oficinas distribuidas en todo el mundo, Endeavor acompaña a los emprendedores a superar sus desafíos de negocio y llevar sus compañías a un próximo nivel, a través de su red de contactos, mentores e instituciones. Además, Endeavor ayuda a las grandes empresas en su proceso de innovación, conectándolas, a través de diferentes iniciativas, con los mejores emprendedores de la industria.