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Los países del G7 no pagarán en rublos por el gas ruso

Los países del G7 han acordado que no pagarán en rublos por el suministro del gas ruso, según lo ha comunicado el vicecanciller y ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck.

El funcionario manifestó que “todos los ministros del G7 estuvieron completamente de acuerdo en que esto [el pago en rublos] sería un incumplimiento unilateral y claro de los contratos existentes”.
Qué consecuencias tendrá la transición de pagos a rublos por el gas ruso y cómo está reaccionando el mundo a la decisión

Además, Habeck dijo que “el pago en rublos no es aceptable” y que se instará a las empresas afectadas “a que no sigan la demanda” de Moscú.

Al ser preguntado sobre un posible cierre del suministro de gas por parte de Rusia, Robert Habeck dijo que la UE está preparada para todos los escenarios.

En tanto Moscú advirtió que “no suministrará gratis” el gas natural en caso de que la Unión Europea se niegue a pagarlo en rublos.

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MEGSA-CAMMESA: 13,5 MMm3/día adicionales hasta mitad de abril. PPP de US$ 2,90

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 proveer a usinas generadoras en la primera quincena de abril.

El MEGSA registró 10 ofertas que totalizaron un volumen de 13.500.000 metros cúbicos diarios, a un precio promedio ponderado de US$ 2,9036 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.

Seis ofertas correspondieron a productores de la Cuenca Neuquina, por 9 millones de metros cúbicos día y precios que fueron desde US$ 2,69 hasta US$ 3,00 el MBTU.

Otras dos ofertas fueron de productores de Tierra del Fuego, por 2,5 millones de metros cúbicos día, a precios de US$ 2,77 y US$ 2,81 el MBTU.

Asimismo, una oferta más provino desde Santa Cruz, por 1 millón de M3/día a US$ 2,83 el MBTU, y una desde Chubut, también por 1 millón de M3/día, a US$ 2,88 por millón de BTU.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 04/04/2022 y el 17/04/2022.

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“Ningún productor es capaz de sustituir los 10 millones de bb/dd rusos”

El ministro de Energía de Emiratos Árabes Unidos, Suhail al Mazrouei, dijo hoy que los mercados energéticos necesitan el petróleo ruso y actualmente ningún productor es capaz de sustituir su producción de 10 millones de barriles diarios.

“Dejando de lado la política, este volumen es necesario hoy en día”, afirmó Al Mazrouei en el Foro Global de Energía del Consejo Atlántico en Dubái. “A no ser que alguien esté dispuesto a venir y traer 10 millones de barriles, no vemos a nadie que pueda sustituir a Rusia”, agregó.
Por el momento es “prácticamente imposible” sustituir el suministro de gas ruso a Europa, afirma el ministro de Energía de Catar

Al mismo tiempo, el ministro reiteró el apego de Emiratos Árabes Unidos al grupo OPEP+ y la necesidad de mantener estable el mercado energético, señalando que si bien su país trata de subir la producción hasta 5 millones de barriles, ello no significa que planee emprender pasos unilaterales.

Siempre creemos que hagamos lo que hagamos como países, cuando se trata de la producción y ese trabajo, siempre tiene que mantenerse fuera de la política”, resumió Al Mazrouei.

Con información de AP

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Guzmán-Huepe por el intercambio energético

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo en la ciudad de París encuentros bilaterales con su par de Economía y Finanzas de Francia, Bruno Le Maire, y de Energía de Chile, Claudio Huepe, en el marco de su participación en el Encuentro Ministerial de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés).

“Excelente encuentro con el Ministro de Economía y Finanzas de Francia, Bruno Le Maire. Gracias por los tan valiosos apoyos al proceso de estabilización macroeconómica de la Argentina. Esperamos seguir profundizando un vínculo bilateral que fortalezca a nuestras economías”, manifestó Guzmán tras la reunión. 

Antes de emprender el regreso a Buenos Aires, Guzmán y el ministro de Energía de Chile analizaron “la situación energética global y regional, y avanzaron en cuestiones de las relaciones bilaterales en materia energética”, comunicó Economía, sin dar detalles.

Guzmán estuvo acompañado por Santiago López Osornio, Subsecretario de Planeamiento Energético de la Nación.

Cabe puntualizar al respecto que, en el contexto de la necesidad de importar gas como complemento de la producción local para satisfacer toda la demanda durante el otoño e invierno, el gobierno argentino está analizando la posibilidad de activar un esquema de intercambio con Chile, enfocado en la provisión de este insumo a la región noroeste del país.

Ocurre que ha mermado la producción de gas natural de la cuenca Noroeste, y también será menor el volumen importado desde Bolivia (se negocia una Adenda al contrato bilateral).

Chile no produce sino que importa GNL que regasifica para su consumo interno. Y se provee de gas argentino a través de diversos ductos, bajo un esquema de contratos que no le garantizan una provisión en firme, todo el año.

Esta situación podría cambiar conforme siga aumentando la producción de Vaca Muerta.

Pero en la estricta coyuntura argentina de no contar todavía con la infraestructura de ductos para poder llegar con gas de Vaca Muerta al Noroeste, se está explorando la posibilidad de que Chile abastezca con GNL regasificado a esa región argentina, y que eso sea compensado con mayores volúmenes de gas de Vaca Muerta y de otros reservorios utilizando los varios gasoductos que atraviesan la cordillera de los Andes.

Esto, en el muy complicado contexto de alta volatilidad de precios internacionales del petróleo y del gas a consecuencia de la guerra Rusia-Ucrania, y sus derivaciones, no sólo económicas, a toda Europa. También son actores principales Estados Unidos y la OTAN.

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ENEL lanzó estudio sobre costos y beneficios de acelerar la transición energética

Referentes de distintos sectores analizarán cuáles son los problemas que afronta el país para avanzar en la adopción de energías limpias.

ENEL Argentina lanzó el proyecto “Hoja de Ruta de Transición Energética en la Argentina”, que busca cuantificar tanto los costos como los beneficios económicos de acelerar la transición energética en el país.

Claudio Cunha, Country Manager de la compañía, sostuvo que emprender un camino hacia la transición energética “es un gran desafío que requiere inversiones, pero también de políticas públicas que generen incentivos e impulsen el uso de tecnologías más modernas”.

En este sentido, propuso llevar adelante políticas que incentiven uno de los pilares de la transición que es la eficiencia energética, como el recambio de aparatos de aire acondicionado por aquellos con tecnología inverter, que reducen hasta en un 50 % el consumo de energía. “Instalar una estructura de recambio de electrodomésticos produciría un impacto de ahorro de energía y además, solo la logística, podría generar 50 mil empleos”, resumió.

Planteó la necesidad de trabajar en la distribución sin dejar de lado que existen problemas sociales que generan que muchos sectores “no tengan acceso a la electricidad o el mismo sea muy precario”.  “El año pasado conectamos en forma segura a 30 mil familias y este año iremos por 60 mil más. Llevar energías a lugares más humildes es darle también más resiliencia a la red”, subrayó.

Bernardo Andrews, CEO de GENNEIA sostuvo en una charla junto a Cunha que “el sector energético es una economía que necesita de capital y planificación”, ya que es un sector en el cual los problemas no puede resolverlos una empresa sola. “La regulación y la planificación del Estado induce al privado a hacer inversiones. En esta industria si llegás tres o cuatro años tarde agregas diez años de atraso”, resumió.

Participó también Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica, quien coincidió en que el Gobierno tiene “un rol excepcional a la hora de definir los incentivos” y destacó la importancia de que cada sector de la cadena eléctrica participe de estos encuentros.

Por su parte, Maurizio Bezzeccheri, responsable para América Latina de ENEL destacó la importancia de llevar adelante estos encuentros que reúnen a los distintos stakeholders, al sostener que “el camino se hace al andar”.

“El verdadero éxito de este trabajo no solo es tener un excelente consultor si no que todas las partes participen y contribuyan para contribuir en el desarrollo del país”, subrayó.

“Hoja de Ruta de Transición Energética en la Argentina”, será llevado adelante por Deloitte y busca ser un relevamiento que contribuya con recomendaciones de políticas públicas que permitan cumplir la Contribución Nacional Determinada (NDC), fijada por el país para el 2030 y alcanzar la carbono neutralidad en el 2050.

La electrificación y el reemplazo por equipos más eficientes, la descarbonización y el uso de paneles solares, así como la movilidad eléctrica y el hidrógeno están dentro de los temas a ser analizados. 

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El Centro Médico de Ullum recibió equipamiento de última generación

A través de un acto llevado a cabo con autoridades municipales, Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, formalizó la entrega de equipamiento médico de última generación para el Centro Integrador Comunitario de Ullum (CIC). Como resultado de la contribución realizada por la empresa, se entregó un electrocardiógrafo y un monitor multiparamétrico.
Según explicó Eduardo Trigo, director de Salud de la Municipalidad, “los equipos aportarán un gran beneficio a la comunidad, posicionando al CIC como un centro de asistencia capaz de diagnosticar casos cardíacos de gravedad. Actualmente, ante este tipo de urgencias, los pacientes son trasladados hasta el hospital más cercano por lo que debíamos destinar una ambulancia para el traslado y el departamento quedaba con menos capacidad de asistencia para atender una emergencia.”
“En Genneia estamos orgullosos porque los habitantes de Ullum podrán contar con un equipamiento médico de última generación que permitirá fortalecer el Centro Integrador Comunitario. Con acciones como estas, buscamos brindar respuesta a los desafíos que presenta el contexto actual y asumimos un rol activo para el desarrollo a largo plazo apoyando iniciativas que persigan un impacto positivo en la comunidad.”, expresó Nicolás Fischer, responsable del Parque Solar Ullum de Genneia.
La empresa mantiene diálogos continuos y abiertos con la comunidad y ratifica su compromiso aportando tiempo, ideas y recursos para lograr generar valor en las ciudades donde se encuentra presente.
En esta línea, Genneia se encuentra llevando a cabo el Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum que tendrá una capacidad instalada de 80 MW, equivalente al abastecimiento de 50.000 hogares. Durante la construcción, se empleará a más de 400 personas directas y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6% la generación.
De este modo, el Intendente Municipal de Ullum, Leopoldo Soler, remarcó que “el reconocimiento por parte de Genneia con el departamento de Ullum y su gente es importante y los proyectos que la empresa tiene por delante son una gran oportunidad para la zona”.

Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, alcanzando el 24% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la líder indiscutida del sector y una de las diez generadoras más importantes de Sudamérica.
Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente 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 80 MW.
Como agentes activos de cambio, la compañía gestiona sus programas de Sustentabilidad sobre los siguientes pilares: liderazgo en energías renovables, operación respetuosa del medioambiente y aporte a la lucha contra el cambio climático, construcción de valor para las comunidades, compromiso con su gente y desarrollo de su cadena de valor.

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Argentina se suma como miembro asociado a la Agencia Internacional de Energía

El ministro de Economía, Martín Guzmán, firmó este jueves (24/3) en la ciudad de París la adhesión de la Argentina a la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) como nuevo país miembro asociado.

El anuncio del ingreso de la Argentina a IEA corrió por cuenta de la secretaria de Energía de EE.UU., Jennifer Granholm, y del director de la Agencia, Fatih Birol quienes felicitaron a la Argentina por este paso, comunicó Economía.

Durante el anuncio, Guzmán aseguró: “Nos complace unirnos a la IEA como miembro asociado. Esperamos trabajar de manera conjunta y articulada”. Y agregó que “es un buen momento para que la Argentina ingrese a la IEA, porque la aceleración del desarrollo del sector energético es una prioridad para nuestro Gobierno, tanto por razones productivas como macroeconómicas”.

Cabe considerar que este ingreso se produce en momentos en que se está produciendo una suerte de reordenamiento geopolítico de los países proveedores de recursos energéticos, acelerado por el conflicto entre Rusia y Ucrania.

La Agencia Internacional de la Energía es una organización internacional que hoy tiene 30 países miembros. Fue creada por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) tras la crisis del petróleo de 1973.

“Busca coordinar las políticas energéticas de sus países miembros con la finalidad de asegurar energía confiable, asequible y limpia a sus habitantes. Su misión ha ido evolucionando a medida que las tecnologías y mercados energéticos experimentaron cambios, haciendo foco actual  en tres aspectos relevantes de las políticas energéticas: seguridad energética, desarrollo económico  y protección del medio ambiente”, se indicó.

Sus reportes temáticos, estadísticas mundiales energéticas y publicaciones insignia son reconocidas mundialmente y sirven de referencia analítica.

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Usuarios de MetroGAS ya pueden pagar sus facturas con QR interoperable

 La fintech Tap, que promueve los pagos vía QR Interoperable en facturas de servicios, anunció la incorporación de MetroGAS a este sistema instrumentado por el
Banco Central bajo la norma de Transferencias 3.0. Con 2,4 millones de clientes dentro de su área de cobertura, MetroGAS es la distribuidora de gas más grande del país.

Tap ya había incorporado al sistema a Edenor, la primera empresa del país en salir con esta
modalidad de cobro, la cual se encuentra imprimiendo facturas con QR que pueden ser
leídos con Tap, Mercado Pago, Ank, MODO, Ualá, entre otras.

Edenor presta el servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica dentro de la zona noroeste de la Ciudad de Buenos Aires y 20 partidos del conurbano bonaerense.

“Desde el lanzamiento, llevamos registradas más de 60.000 transacciones con QR con un
volumen total procesado mayor a $ 160 millones, con la cantidad de pagos creciendo de
manera significativa semana a semana”, destacó Kevin Litvin, responsable de Nuevos Negocios de Tap.

“El QR Interoperable abre grandes posibilidades para empresas con volúmenes grandes de
recaudación. Las acreditaciones de dinero son inmediatas y la información es online, por lo cual de ahora en adelante se podrá trabajar en campañas que apunten a mejorar la
contactabilidad, la conciliación de pagos, gestión de morosidad, entre otras soluciones, explicó Litvin.

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Transportadoras aguardan la ampliación del sistema de ductos para la provisión nacional y regional de gas

Oscar Sardi, CEO de Transportadora de Gas del Sur, valoró la decisión gubernamental de concretar la construcción del nuevo gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló (Buenos Aires)- “Viene a darle continuidad al sistema de ductos de Vaca Muerta” que resulta saturado por la mayor producción”, comentó al participar de un panel de CEOs en el marco de la Expo AOG.

El directivo refirió que  “el miércoles firmamos la extensión de 30 kilómetros de caño” (tramo colector norte ampliado de V.M.). “Un problema que se nos presentó a partir del Plan Gas.Ar, que nos llevó al tope de capacidad, tiene una salida con este proyecto. Para el país es importante sobre todo para la industria petroquímica  y para poder pensar en licuefacción” (GNL), indicó.

Se trata de la primera etapa de un gasoducto troncal que el gobierno pretende tener operativo en el invierno del 2023. Ya fue activada la licitación de los caños, provisión que tiene por interesados a Tenaris y a varias empresas de China.

Luego el ducto deberá extenderse hasta el sur de Santa Fe para allí empalmar con el GNEA con vistas al abasto interno y también a la exportación a Brasil.

Por su parte, Daniel Ridelener, director general de Transportadora de Gas del Norte, dijo que “un primer vector al que se apunta es a abastecer toda la demanda insatisfecha que tiene Argentina. Ese es un beneficio para el país, que reemplazará importaciones y a futuro, también podrá exportar”, comentó.

Y añadió que “estamos cambiando la lógica del transporte del gas, que empezó con un sentido radial y ahora tenemos una potencialidad muy grande de que Vaca Muerta abastezca también al Noroeste del país”. “La red de ductos que tiene el país debe adaptarse a la ubicación de la demanda”, opinó.  

“Sería posible y necesario revertir el Gasoducto Norte para abastecer desde Vaca Muerta hacia Córdoba, Tucumán, Salta e incluso podría empalmarse con Bolivia para llegar a otras zonas de Brasil”, describió.

 Dada la disponibilidad del recurso gas y los gasoductos existentes, también podría abastecerse gas en firme a Chile durante todo el año,  añadió.  

Es que el gas propio de la cuenca Noroeste declinó (de 20 millones pasó a 3 millones de metros cúbicos día) y además también ingresa menos gas desde Bolivia.

En tanto, el gerente general de Compañía Mega, Andrés Scarone, señaló que “tenemos para mediano y largo plazo la posibilidad de abastecer de GLP a las plantas petroquímicas existentes y las planificadas para 2024 y 2025”.  “Hay un horizonte de buenos precios en el mercado internacional, pero necesitamos una economía para exportar y una logística para transportar el gas o los líquidos derivados para dar el salto productivo”, completó.

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tgs ampliará su inversión en infraestructura de Midstream en Vaca Muerta

En el marco del proyecto midstream de Vaca Muerta, Transportadora de Gas del Sur, tgs, acordó con el gobierno de Neuquén la construcción y operación de un gasoducto de 32 kilómetros de extensión –Tramo Norte Ampliado II-  para captar producción de yacimientos ubicados en Vaca Muerta.

A tal efecto tgs suscribió un acta acuerdo complementaria de la suscripta en abril de 2018 con la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la Provincia mediante la cual se establece el compromiso de otorgar a tgs una ampliación de la concesión de transporte.

Participaron del acto de firma del acuerdo el gobernador Omar Gutierrez, el Presidente del directorio de TGS, Luis Alberto Fallo, el Vicepresidente de TGS, Horacio Turri, y el CEO Oscar Sardi.

Se trata de la construcción y operación del tramo norte ampliado II del gasoducto del Proyecto, para captar la producción de gas natural fuera de especificación comercial de diferentes yacimientos hidrocarburíferos ubicados primordialmente en la formación Vaca Muerta, se indicó.

El Acta Acuerdo Complementaria entrará en vigencia a partir de la emisión y publicación en el Boletín Oficial del Neuquén del correspondiente Decreto Provincial.

El Tramo Norte Ampliado II se extenderá desde el área Los Toldos (progresiva Km 115,7) hasta el área El Trapial (progresiva Km 147,8), y permitirá transportar hasta 17 millones de metros cúbicos por día de gas natural.

Tendrá entonces una extensión de 32,1 kilómetros, 30” de diámetro y una presión máxima operativa de 97 kg/cm2. Su costo rondará los 50 millones de dólares y la habilitación de la obra está prevista para el mes de junio de 2023.

 La transportadora puntualizó que “de esta manera tgs continúa consolidando su vocación de brindar soluciones eficientes a los productores de gas natural a través de infraestructura a escala”. “Estas inversiones de tgs en Vaca Muerta permiten dar un salto de magnitud en sus actividades midstream, que consolida su compromiso con el abastecimiento energético del país”.

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YPF en la AOG: Neuquén, Santa Cruz y Chubut

El presidente de YPF, Pablo González, recibió al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, en el stand de la compañía. Mantuvieron un encuentro junto al ministro de energía de la provincia, Alejandro Monteiro, y el VP de Upstream no convencional de YPF, Pablo Iuliano, dónde repasaron la actividad de la empresa en Vaca Muerta para este año.

Asimismo, González visitó el stand de la provincia de Chubut donde fue recibido por el gobernador Mariano Arcioni, el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerda y los líderes sindicales Jorge Avila y José Lludgar.

El presidente de YPF recorrió la exposición Argentina Oil&Gas y durante su visita firmó un acuerdo con el Intendente de Pico Truncado, Osvaldo Maimó, para comenzar el trabajo de planificación en el marco del Programa de Ciudades Sostenibles de la Fundación YPF.

De la firma participaron, ademas la Directora Ejecutiva de la Fundación YPF, Ofelia Cedola, y el vicegobernador de la provincia de Santa Cruz, Eugenio Quiroga.

Pablo Gonzalez estuvo también en el stand del Instituto de la Energía de la provincia de Santa Cruz. Junto a las autoridades del Instituto, pudieron conversar sobre las inversiones y la actividad de YPF para este año en la provincia.

Por último, pudo recorrer diversos stands de proveedores PYMES de la industria y analizar la marcha del programa YMPULSO que tiene como objetivo promover el desarrollo de la cadena de valor de la compañía.

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Rusia aceptará sólo rublos por sus ventas de gas

El presidente de Rusia, Vladímir Putin, ordenó este miércoles aceptar el pago del suministro de gas natural ruso a Europa solo en rublos.

“No tiene sentido suministrar nuestros productos a la UE y a Estados Unidos y cobrar en dólares y euros”, declaró el mandatario durante una reunión con miembros del Gobierno ruso. “Por eso he decidido poner en marcha, lo antes posible, un conjunto de medidas […] para transferir el pago de nuestro gas natural suministrado a los llamados países no amigos en rublos rusos”, afirmó.

Putin subrayó que se trata de abandonar el uso de “todas las monedas comprometidas”.

Y recordó: “En las últimas semanas, varios países occidentales han tomado decisiones ilegítimas para congelar los activos rusos. Occidente ha trazado realmente una línea bajo la credibilidad de sus monedas, borrando la confianza en ellas”

El mandatario añadió que tanto EE.UU. como la Unión Europea han incumplido en principio sus obligaciones con Rusia. “Y ahora todo el mundo sabe que las obligaciones en dólares y euros pueden no cumplirse”, destacó.

Asimismo, aseguró que Rusia seguirá suministrando gas a otros Estados de acuerdo con los volúmenes y precios estipulados en contratos anteriores. “Me gustaría subrayar por separado que Rusia seguirá suministrando gas natural de acuerdo con los volúmenes, precios y los principios de fijación de precios establecidos en los contratos celebrados anteriormente”, dijo.

Además, el presidente ruso dijo que los consumidores extranjeros deberían poder realizar las operaciones necesarias después de que Rusia empiece recibir en rublos los pagos por el gas de los países no amigos. “Pido al Gobierno que dé la correspondiente directiva a Gazprom para que haga cambios en los contratos existentes. Al mismo tiempo, todos los consumidores extranjeros deben tener la oportunidad de realizar las transacciones necesarias”, manifestó.

Tras las declaraciones de Putin, el precio del gas en Europa superó los 1.350 dólares por 1.000 metros cúbicos en las operaciones bursátiles del miércoles, de acuerdo con los datos de la bolsa londinense ICE. El precio de los futuros con suministro en abril en el mercado neerlandés TTF subió a 1.353 dólares por 1.000 metros cúbicos, o 118,75 euros por megavatio hora. En total, el precio del gas ha subido un 20 % desde el inicio de las operaciones.

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Gutierrez  destacó la actitud inversora de Shell en Vaca Muerta

El Gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez, destacó la actitud de Shell en cuanto al desarrollo de Vaca Muerta.

“Si el país tiene futuro en Vaca Muerta en gran medida es gracias a Shell” enfatizó, en relación al desarrollo de inversiones en esa cuenca, aún en plena pandemia del Covid-19.

En una declaración que realizó en la Expo Oil & Gas, Gutierrez remarcó que Shell es hoy “la número 2 en Vaca Muerta” en cuanto al desarrollo de reservorios y agregó que su acción “posibilitó ampliar el desarrollo territorial de la cuenca”.

Shell opera en Vaca Muerta las áreas Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste, y Sierras Blancas, en las cuales no aletargó inversiones que había anunciado en 2018.

“La aceleración del desarrollo de Vaca Muerta es con empresas como Shell, que ha prometido y ha cumplido con sus inversiones”, destacó el gobernador durante una visita al stand de la compañía donde fue recibido por el presidente Sean Rooney.

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AOG–CEOs: Nuevo contexto geopolítico mundial y repercusiones en la industria de hidrocarburos de Argentina

La segunda jornada del ciclo “Encuentro con los CEOs”, una serie de conferencias que reúnen a los conductores de las empresas protagonistas del mercado en la  AOG Expo 2022, estuvo moderada por el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, quien planteó a los participantes cómo puede responder la industria del Oil & Gas de Argentina ante la nueva coyuntura geopolítica mundial.

Para Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy, para evaluar el escenario actual, efecto de la guerra entre Rusia y Ucrania, hay que ampliar la mirada y analizar en qué contexto esto tiene lugar. “El contexto ya era complicado desde antes. Ahora Europa tiene que reemplazar el petróleo y el gas natural de Rusia porque las políticas de seguridad nacional toman preeminencia sobre el mercado”.

El directivo de PAE hizo hincapié en “el problema del GNL porque no existen cantidades adicionales de oferta para cubrir esa demanda”. “Venimos de un marco complicado en el que las empresas estamos restringidas financieramente para hacer inversiones e incrementar la producción. Por eso, si bien es una oportunidad para el país, no se sabe quién va a suplir esa demanda que se presenta tras el conflicto”, agregó.

En este contexto la transición energética se verá aletargada. “Hace seis meses te castigaban si producías un barril de petróleo y hoy te piden que produzcas mas crudo”, refirió.

Bulgheroni señaló que los precios altos del gas (en particular del GNL que se debe importar en otoño e invierno por la mayor demanda), “son una mala noticia para la balanza comercial del país” y si bien la incertidumbre no permite anticipar cómo seguirá la tendencia, dijo que no se imagina un 2022 con precios en baja.

“El problema son las importaciones y estos precios ahora obligan a rever la estrategia original (en Argentina). Lo positivo es que estas situaciones te llevan a reorganizar las prioridades y encontrar un equilibrio, por eso, tenemos que repuntar Vaca Muerta: las reservas que tenemos alcanzan para cubrir seis veces el consumo de Argentina los próximos 30 años”, aseveró.

El CEO de PAE también se refirió a la infraestructura de gasoductos necesaria que debe acompañar al desarrollo de las reservas. Calificó de “buena noticia” la decisión gubernamental de construir el ducto Tratayén-Salliqueló (denominado Presidente Néstor Kirchner), primera etapa de un sistema de ductos que permitiría la exportación de gas al sur de Brasil.

En el siguiente panel, Anadón planteó como tema la potencialidad de que Argentina tome posición como país exportador de hidrocarburos. Al respecto, el presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, destacó la calidad de los servicios y los recursos humanos que tiene el país para que se dé ese proceso. “Son excelentes y eso me entusiasma, está la industria, los recursos y también la demanda. Lo que es complicado para Argentina es ser competitiva a nivel global, pero si se dan las condiciones es posible”, puntualizó.

Rooney también avaló la decisión de avanzar con la exploración y explotación off shore. “los avances tecnológicos en exploración me hacen ser optimista respecto de los resultados”, afirmó, y consideró que el desarrollo de las reservas de Vaca Muerta y los posibles del off shore son complementarios.

Por su parte, el director general de Total Austral y de TotalEnergies Cono Sur,  Javier Rielo, señaló que Argentina puede llegar a exportar y que “primero tenemos que garantizar el abastecimiento interno del invierno que viene (2023), no de este año porque este año ya está perdido.

“Antes de exportar tenemos que garantizar lo local”, indicó y añadió: “tenemos todo para seguir creciendo. Vaca Muerta se complementa perfectamente con todo lo que tenemos por hacer con el offshore, y en eso tenemos un potencial y una historia que nos permite demostrar que se puede producir y realizar sin riesgo. No hay razón para que este desarrollo no se dé en Argentina”.

Total produce gas en el off shore de la Cuenca Austral por un volumen de 20 millones de metros cúbicos día.

En el último panel, Manfred Böckmann, director general de Wintershall Dea Argentina, sostuvo que Argentina sigue siendo un pilar importante en cuanto al gas natural. “Si bien las circunstancias cambiaron -no solo por la guerra sino también por el cambio climático, entre otros factores-, seguramente hay una oportunidad para Argentina, pero creo que esa oportunidad ha estado allí todo el tiempo”, remarcó.

Y añadió que la estrategia de la compañía es enfocarse en el gas como impulso de la transición energético y desarrollar el hidrógeno. “El país tiene un gran potencial también con el hidrógeno”, completó.

Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina, dijo que, en el downstream, el gran desafío es el sendero de precios. “Hoy tenemos precios muy por debajo que cualquier otro país, con excepción probablemente de Venezuela. Pero a mediano y largo plazo, tenemos que tener reglas claras acerca de cómo se moverá ese sendero de precios para poder hacer inversiones”, aseveró.

Mencionó también la necesidad de tener acceso a las divisas y más crudo local disponible “porque algunas refinerías hoy tienen ociosidad”, añadió.

En tanto, el director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri, dijo que “es interesante ver a Vaca Muerta desde una perspectiva más macro. La escasez de lo que abunda”.

“Pasó con el campo a fines del siglo XIX: teníamos un país con un recurso gigantesco para su demanda interna que no estaba aprovechado. Con los ferrocarriles se pudo activar la exportación. Es lo que nos pasa en este siglo con los gasoductos, para eso los necesitamos”.

 “Si pensamos que la transición energética va a durar 50 años sería necesario multiplicar por 10 lo que necesitamos para que los recursos de Vaca Muerta se agoten. Por eso, tenemos que pensar en más capacidad de transporte y en plantas para poder industrializar ese gas y exportar”, concluyó el directivo.

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YPF describió su recuperación productiva y de inversiones. Destacan acción colaborativa en la industria petrolera  

El presidente de YPF, Pablo González, destacó que la compañía de mayoría accionaria estatal, “ingresa a sus cien años aumentando la inversión, bajando su deuda e incrementando su producción”, y se declaró “optimista con lo que se viene en materia energética en el país”.

En este sentido, hizo hincapié en que Argentina “está produciendo más gas que el que puede transportar”, por lo cual destacó la importancia de avanzar con el desarrollo de la infraestructura de gasoductos planificada por el gobierno.

“Ojalá podamos contar con el nuevo gasoducto troncal (Tratayén-Salliqueló) a mitad del año que viene”, refirió, y para ello se destinan 500 millones de dólares que iban a YPF como parte de lo recaudado por “aporte extraordinario” de tenedores de grandes fortunas establecido por Ley.

También mencionó que se invertirán 50 millones de dólares en la adecuación del oleoducto Oldelval.

En declaraciones periodísticas que realizó al asistir a la inauguración oficial de la Expo AOG organizada por el IAPG en la ciudad de Buenos Aires, Gonzalez se pronunció a favor de avanzar con la exploración off shore en el Mar Argentino, aplicando las mejores normas de seguridad ambiental. Refirió que la Argentina tiene explotación de hidrocarburos mar adentro desde hace muchos años en Tierra del Fuego, y lamentó la ”hipocresía de algunos dirigentes” que se oponen por oportunismo político.

Consultado acerca de los precios de los combustibles en el mercado interno, González refirió que el tema requiere una evaluación constante dada la situación internacional”, en alusión al fuerte incremento de la cotización del petróleo y del gas que ocurre en el contexto del conflicto Rusia-Ucrania.  “Nadie puede predecir que va a pasar”, señaló.

Por otra parte, el CEO de YPF, Sergio Affrinti, destacó que “luego de cinco años de caída consecutiva de la producción de la compañía, siendo el 2020 (pandemia) el año más complejo de toda su historia (centenaria)  logramos en 2021 la estabilización y luego el crecimiento de la producción pasando de 10 millones de metros cúbicos día a casi 20 millones en el no convencional.

En el marco de la XIII Expo Argentina Oil y Gas organizada por el IAPG, Affonti Destacó que “toda la industria está trabajando en forma colaborativa para el crecimiento de la perforación y de la completación de pozos” lo que explica en gran medida la mejora productiva en la industria a costos más razonables y competitivos.

Affronti hizo hincapié además en la mejora de la producción en yacimientos convencionales de YPF aplicando técnicas de recuperación terciaria, con inyección de polímeros en los viejos pozos, y citó como ejemplo el caso de Manantiales Behr (GSJ-Chubut) que tras 90 años de operaciones hoy produce más de 25 mil barriles de crudo por día.

En este orden, detalló que la compañía activará pilotos de recuperación terciaria en Santa Cruz, Chubut y en el sur de Mendoza, y que a finales de este año la empresa contará con 22 plantas de inyección de polímeros.

El CEO también puntualizó la mejora en cuanto a reservas probadas y al índice de reemplazo de reservas alcanzadas por la compañía en los últimos años.

También se refirió a la reducción de la deuda financiera de la empresa, que en 2021 cerró en niveles similares a los de 2015.

Para este año el plan de inversiones en desarrollo alcanzará los 3.700 millones de dólares, en el upstream convencional y no convencional, en la mejora de sus refinerías para poder procesar petróleo shale (de esquisto) y también para la mejora de calidad de los combustibles procesados.

Además, describió inversiones en la red de estaciones de servicio para el expendio de combustibles líquidos, GNC, y de dispositivos para la electromovilidad.

El objetivo de producción es que YPF la duplique en cinco años, pasando de 220 mil barriles día a 450 mil barriles día, señaló.

Affronti consideró posible para el país alcanzar, en cinco años, la meta productiva de 1 millón de barriles día en Vaca Muerta si acuerdan todos los actores de la industria (empresas y gremios) y los gobiernos provinciales y nacional.

En materia de inversiones Affronti también puntualizó como esencial desarrollar el midstream,  es decir gasoductos, oleoductos y plantas de tratamiento de crudo y de gas.  “Lograr la autosuficiencia y pasar a ser un país exportador neto de hidrocarburos implica trabajar duro, pero podemos hacerlo” sostuvo.

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El gobierno dijo a empresarios del petrolero y el gas que “prioriza la cuestión energética”

Por Santiago Magrone

El gobierno nacional ratificó a empresarios de las principales compañías petroleras y gasíferas que operan en el país la decisión de activar las medidas necesarias para acentuar el desarrollo de esta industria, garantizar el abastecimiento interno y exportar mayores volúmenes de estos insumos energéticos en un mercado internacional que geopolíticamente se está reconfigurando.

El ministro de Economía, Martín Guzmán, visitó al mediodía del lunes 21 la XIII Exposición Argentina Oil & Gas, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), donde además mantuvo una reunión con directivos de PAE, Shell, YPF, Pampa Energía, Wintershall, Tecpetrol, Raízen, entre otros, a quienes aseguró que el Estado continuará fomentando el desarrollo de las inversiones y la producción del sector energético en el país.

Guzmán destacó que el sector energético “es el que tiene el mayor potencial exportador de la estructura económica argentina”, y explicó que “por eso, la importancia que se le da y se le dará” en la actual gestión gubernamental,

Economía comunicó que, además, Guzmán se refirió a la crisis energética que se está viviendo a nivel global y aclaró que “para la Argentina, esto implica un shock multidimensional”, en el cual, “desde el punto de vista de la balanza de pagos, a los precios de hoy, nosotros vemos que el efecto es neutral”. “Se compensa el impacto que tiene el shock en los commodities”, agregó.

Aludió así a una suerte de compensación entre los mayores montos que la Argentina deberá pagar por el gas que tiene que importar en el otoño e invierno para complementar la producción local, con los mayores ingresos que se obtendrán por las exportaciones agropecuarias. Estos commodities registran muy fuertes subas y alta volatilidad en el contexto del conflicto Rusia-Ucrania, ambos importantes productores y proveedores, de hidrocarburos, y de granos, respectivamente.

Por su parte, el Secretario de Energía, Darío Martínez, estuvo por la tarde en la Expo AOG y fue orador en el acto de inauguración oficial de la muestra, que se desarrolla en el predio ferial La Rural, hasta el miércoles.

Ante un nutrido auditorio de empresarios, gobernadores de provincias petroleras, legisladores y periodistas, Martínez se manifestó “entusiasmado” por el trabajo realizado en 2021 por todos los actores de esta industria y que posibilitó no sólo frenar el declino registrado desde 2019 sino incrementar la producción de petróleo y de gas –convencional y no convencional- desde el año pasado.

Estuvieron los gobernadores Omar Gutierrez (Neuquén), Arabela Carreras (Río Negro), y Mariano Arcioni (Chubut). También Pablo González y Sergio Affronti (YPF), Marcelo Mindlin (Pampa Energía), Daniel De Nigris (Exxon Móbil), Marcos Bulgheroni (PAE), Javier Martínez (Tenaris), Ricardo Markous (Tecpetrol), Oscar Sardi (TGS), Daniel Ridelener (TGN), Javier Gremes Cordero (PECOM), Alejandro Fernández (Metrogas), entre otros.

Darío Martinez destacó que en febrero último se alcanzó una producción de 570 mil barriles diarios de petróleo (14 % más que en el mismo mes del año anterior), y la producción de gas natural fue 11 % superior a las de febrero 2021, y superior también al nivel pre-pandemia.

El Secretario destacó el resultado productivo del Plan Gas Ar, y aseveró que “también es decisión del gobierno acelerar el desarrollo del Off Shore” en Tierra del Fuego (Fénix) y en la Cuenca Argentina Norte.

Otros temas destacados por Martínez fueron los referidos al desarrollo de la infraestructura necesaria para evacuar más gas desde Vaca Muerta; Pretende contar con el gasoducto troncal Tratayén-Salliqueló para el invierno de 2023.

Está en curso la licitación para la provisión de caños para este ducto de 650 kilómetros denominado Presidente Néstor Kirchner. Asimismo, refirió que “también estamos analizando como incrementar la capacidad de transporte de crudo” desde esa misma formación, para superar la actual limitación del sistema de oleoductos. Pugnan como proveedores la local Tenaris y varias empresas de China.   

En tanto, en su contacto con los empresarios, Guzmán se refirió a las políticas desarrolladas por el Gobierno para generar “mayor estabilidad macroeconómica en la Argentina, y en las reglas de juego, que son claves para el sector”. El ministro hizo hincapié en la necesidad de “garantizar abastecimiento en el mercado interno, al mismo tiempo que haya claridad desde el punto de vista de cuáles son las reglas para exportar”.

Durante su intervención, el Ministro también precisó que mantuvo diálogo con representantes de las compañías energéticas más importantes del mundo y que el Gobierno apunta a que la Argentina produzca GNL. En este sentido, Guzmán indicó que el país precisa una “mayor escala de producción para poder realmente tener un desarrollo de otra magnitud”, y resaltó el trabajo que se está realizando para “adaptar el esquema de regulaciones de capitales en particular para el sector energético”.

“Si podemos generar más escala de producción con reducción de costos en la matriz, eso va a ayudar para ordenar la cuestión fiscal y lo que atañe a los bloques de subsidios energéticos”, añadió Guzmán.

“En nuestro año y nueves meses de gobierno que nos queda, estamos poniendo como objetivo central la cuestión energética, desde el punto de vista productivo y macroeconómico; eso va a ayudar a todo el resto de la situación económica”, concluyó.

El Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, se refirió a la visita del Ministro, y a la reunión con los CEOs, y reveló que Guzmán recibió felicitaciones por la renegociación de la deuda con el FMI.

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El ENARGAS autorizó el inicio de ejecución del Gasoducto Mercedes-Cardales

 El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) autorizó el inicio de ejecución de obra del Gasoducto denominado Mercedes – Cardales, en los términos de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio).

“Este ducto reviste particular relevancia dentro de las obras prioritarias enmarcadas en el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 76/22 y comprendidas en el programa Transportar Gas Argentino (“Transport.Ar”), entre las que se encuentra el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK)”, destacó el Ente.  

El proyecto Mercedes – Cardales, así como los demás proyectos comprendidos en el DNU 76/22 de la Secretaría de Energía de la Nación, serán ejecutados por Integración Energética Argentina S.A. (IEASA), en su carácter de comitente en los términos de la delegación efectuada por el Decreto citado y lo previsto en la Ley de Obra Pública y sus modificatorias, se recordó.

Dentro de este esquema, la autorización emitida por el ENARGAS y encuadre regulatorio efectuado, en razón de ser IEASA un tercero interesado de transporte, reviste medular relevancia para posibilitar a dicha empresa las acciones que debe encarar y que se encuentra realizando para cumplir con las mandas del DNU.

El DNU, en sus considerandos especificó que “…el ‘Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es un componente medular del conjunto de obras destinadas a ampliar la capacidad del sistema de transporte de gas y a optimizar su utilización, debido a que junto con la obra del ‘Gasoducto Mercedes-Cardales consolidarán la interconexión de los sistemas de transporte existentes, dotando de mayor confiabilidad y seguridad al suministro para las demandas actuales…”.  

En este sentido, Federico Bernal, Interventor del ENARGAS señaló, en línea con IEASA, que “el Gasoducto Mercedes – Cardales configura un gasoducto de Interconexión que permite disponer la transferencia de gas desde un Sistema de Transporte a otro de forma bidireccional y, en consecuencia, permitiendo la entrega en el Sistema Norte de volúmenes inyectados en la cuenca Austral o Neuquina y viceversa, dotando al Sistema de Transporte en su conjunto de una mayor confiabilidad de abastecimiento en la Zona de Entrega de mayor consumo de nuestro país”.

Estamos trabajando a todo vapor y codo a codo con IEASA para lo que habrá de ser la obra de infraestructura gasífera más importante del país desde la mitad del siglo pasado, y sin lugar a dudas una de las más trascendentes del mundo hidrocarburífero en la actualidad”, consideró el funcionario.

El Ente destacó que “tanto la autorización y encuadre emitidas por el Organismo Regulador, y el comienzo de todos los procesos y procedimientos correspondientes, resultan primordiales para continuar haciendo efectivas las disposiciones del Decreto para satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de yacimientos propios, optimizando el sistema de transporte nacional; asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural permitiendo la sustitución de importaciones y una reducción del costo del abastecimiento”.

El ENARGAS ya había informado -previamente al dictado de la Resolución y DNU en cuestión- que se encontraba trabajando, en el ámbito de sus competencias, para la optimización del sistema de gasoductos con la Licenciataria Transportadora de Gas Del Sur (TGS).

“En esa ocasión se indicó que se trata de una obra de confiabilidad que traerá grandes beneficios a los usuarios y las usuarias de todo el sistema, desde distintas ópticas técnicas como la mejora de confiabilidad, el reemplazo de combustibles más caros e importaciones, ampliaciones para exportación, generación eléctrica, desarrollo industrial y petroquímico, y de regalías provinciales”, recordó el Ente.

“Con la autorización y encuadre regulatorio del ENARGAS para la ejecución del Proyecto Mercedes – Cardales en el marco de la Ley 24.076, y en cumplimiento del DNU 76/22, se posibilita a IEASA comenzar sin dilaciones la obra dentro de las incumbencias y el carácter que le han sido encomendadas y asignado (comitente), la que posee los siguientes beneficios:  

a) Se dispondría de un canal adicional de alimentación de gas natural, que formaría parte del Anillo Gran Buenos Aires (GBA), que reforzaría el abastecimiento del gran consumo residencial y de generación eléctrica que se registra en dicha zona de entrega. 

b) Se iniciaría el desarrollo de un segundo Anillo GBA, lo que mejoraría así las condiciones operativas de presión, seguridad y calidad de suministro. 

c) Se dispondría de un nuevo punto de interconexión entre el Sistema de Transporte Sur y el Sistema de Transporte Norte en el Punto de Entrega Cardales, que otorgaría flexibilidad para derivar flujos de gas natural según las condiciones de demanda en ambos sistemas. 

d) Se dispondría de gas natural almacenado en el gasoducto (line-pack) lo que otorgaría un mayor “pulmón” para dar respuesta a las variaciones dinámicas que se producen en los picos de consumo en épocas invernales durante días de clima riguroso, y permitiría distribuir la carga sobre este nuevo proyecto, alivianando las variaciones actuales sobre la zona sur del Gran Buenos Aires.

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CGC detalló inversiones por US$ 300 millones con foco en la Cuenca Austral

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo una reunión en el Palacio de Hacienda con el presidente de Compañía General de Combustibles (CGC), Hugo Eurnekian, quien le compartió los planes de inversión de la empresa por más de 300 millones de dólares, “principalmente en la explotación de pozos de gas, y también de petróleo”.

Economía describió que en el encuentro Eurnekian detalló que está en marcha un plan de inversión por 128 millones de dólares en pozos productores de la Cuenca Austral, plan que fue financiado en septiembre del año pasado mediante la colocación de obligaciones negociables en el mercado local, en las que el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) suscribió US$ 100 millones.

Esos fondos se destinarán a la explotación de bloques gasíferos y el desarrollo de recursos no convencionales de tight gas, a través de la perforación, completación y puesta en marcha de 33 nuevos pozos en la Cuenca Austral de la Provincia de Santa Cruz. De ellos, 28 corresponden a pozos de explotación en regiones ya exploradas, y 5 son pozos exploratorios que buscan evaluar el potencial en los bloques Campo Indio Este-El Cerrito. Además, se prevé la construcción de instalaciones de superficie.

En la reunión, el ministro destacó que “Argentina enfrenta grandes desafíos por la crisis global, pero también tiene la oportunidad de apuntalar el desarrollo de un sector que es clave para darle mayor competitividad a toda la matriz productiva del país”.

En tanto, Eurnekian detalló que “además de Vaca Muerta, la Cuenca Austral tiene mucho potencial en gas para aportar y con capacidad de transporte disponible”.

La compañía espera desarrollar gas adicional desde la Cuenca del Golfo de San Jorge desde los activos adquiridos a Sinopec. Para 2023 podrían contar con un volumen adicional de entre 1 y 2 millones de m3 diarios.

En el encuentro, el ministro manifestó que el Gobierno Nacional continuará respaldando las iniciativas que apunten a incrementar la producción de recursos energéticos como el Programa Plan Gas.Ar, que tiene como objetivo producir 30.000 millones de m3 de gas argentino en cuatro años; generar un ahorro fiscal de 2.500 millones dólares y un ahorro en divisas de 9.200 millones de la misma moneda.

También participaron de la reunión el secretario de Energía, Darío Martínez; la jefa de Gabinete del Ministerio de Economía, Melina Mallamace; y el subdirector Ejecutivo de Operaciones del Fondo de Garantía y Sustentabilidad en ANSES, Lisandro Cleri. En representación de la empresa también estuvieron presentes el CFO de la empresa, Adrián Meszaros, y el Director Comercial, Emilio Nadra.

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Tensiones en el gobierno por la asignación de fondos para la importación de gas

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, expresó que “hemos acordado con la Secretaría de Hacienda los nuevos techos, y la planificación financiera para el mes de Marzo, que garantiza el funcionamiento del sistema energético en su conjunto, la provisión de Gas por redes y la Generación de Energía Eléctrica, y el cumplimiento de los programas de pago y las obligaciones la Secretaria de Energía”.

La declaración se produce en un contexto de precios internacionales en muy fuerte alza para los hidrocarburos que complica las finanzas públicas por las necesidades de importación de gas (en particular del GNL) para los meses de otoño e invierno.

Según trascendió (incluso a través de una carta publicada por algunos Medios), el tema de los recursos necesarios motivó desencuentros entre Energía y Economía (de quien la Secretaría depende) por la insuficiencia de las partidas específicas que se van asignando. La cuestión podría complicar el abasto de este insumo, por caso a industrias y usinas.

La carta sería dirigida al ministro de Economía, pero con copia al presidente Alberto Fernández y al jefe de Gabinete, Juan Manzur.

Martínez manifestó que “hay un ida y vuelta permanente administrativo con Hacienda y Economía, en materia de requerimiento de fondos y programaciones y reprogramaciones de los techos mensuales, así como de los pagos a efectuar, ejercicio habitual de todas las reparticiones del Estado Nacional, que se van ajustando en la medida de la disponibilidad general de fondos de la Tesorería, y es habitual que los techos se eleven o modifiquen en función de las notas de cada repartición, como ocurrió en este caso”.

El Secretario informó que “junto al Ministro de Economía, estamos analizando con detenimiento y preocupación la situación internacional en materia de precios de la energía, así como los mecanismos para que esa situación tenga el menor impacto posible en nuestro país”.

Martínez afirmó que “la crisis derivada de la Guerra en Ucrania, que todos queremos que termine de inmediato, tiene impacto global de una magnitud imprevisible, uno de ellos, elevando el precio de los comodities energéticos a valores desconocidos.”

El Secretario expresó que “la producción de Gas Nacional producto del Plan Gas.Ar, sumado a los habituales complementos de GNL como respaldo habitual del sistema, y de Gas Oil para reponer los stocks de la Centrales Térmicas, garantizan el normal abastecimiento de la Energía en nuestro País”.

“A esto debemos sumar la valiente y determinada decisión del Presidente Alberto Fernández y la Vice Presidenta Cristina Fernández de Kirchner de haber implementado el Plan Gas.AR y de construir el Gasoducto Néstor Kirchner y todas sus obras complementarias, para ampliar la red de transporte de Gas, y mejorar significativamente de esta manera, la posibilidad de nuestro país de defendernos de estas crisis globales”, amplió Martínez.

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La demanda de electricidad subió 4,7 % i.a. en febrero. Once meses de ascenso.

El mes de febrero último presentó un ascenso en la demanda de energía eléctrica de 4,7 % interanual y alcanzó los 10.561,2 GWh.  Asimismo, subió la demanda residencial al igual que el consumo energético en las actividades industriales y comerciales, informó la Fundación Fundelec.

De este modo, la demanda eléctrica completa once meses consecutivos de ascenso a partir de abril de 2021.

En febrero de 2022, la demanda neta total de electricidad del MEM fue de 10.561,2 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2021, había sido de 10.085,87 GWh1, de lo cual resulta el ascenso de 4,7 %.  En febrero, mes que cuenta con tres días menos, existió un decrecimiento intermensual del  19,1% respecto de enero de 2022, que fue el mes con más demanda de la historia, al alcanzar los 13.058,8 GWh.

Además, se registró una potencia máxima de 25.050 MW, el 16 de febrero de 2022 a las 15:32, lejos de los 28.231 MW de enero de 2022, record histórico.

En cuanto a la demanda residencial de febrero, se alcanzó el 44 % de la demanda total del país con una fuerte suba de 6,1 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial subió  5,8 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial refleja un 27 % del consumo total, con una suba en el mes del orden del 0,4 % aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

 La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido febrero de 2022) 1 mes de baja (marzo de 2021, -0,9 %) y 11 meses de suba (abril de 2021, 14,9 %; mayo, 14,2 %; junio, 12,1 %; julio, 1,9 %; agosto, 8,7 %; septiembre, 3,3 %; octubre, 4,4 %; noviembre, 4,7 %; diciembre de 2021, 9,9 %; enero de 2022, 9,4 %; y febrero de 2022, 4,7 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 7,1 %.

Los registros anteriores muestran que el consumo de marzo de 2021 llegó a los 11.047,7 GWh; abril, 9.812,4 GWh; mayo, 10.984,5 GWh; junio, 12.050,6 GWh; julio, 12.407,8 GWh; agosto, 10.660,1 GWh; septiembre, 10.371 GWh; octubre, 10.448,1 GWh; noviembre, 10.560,7 GWh; diciembre de 2021, 12.451,7 GWh; enero de 2022, 13.058,8 GWh; y, por último, febrero llegó a los 10.561,2 GWh.

 CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

 En cuanto al consumo por provincia, en febrero, 22 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos:  Corrientes (23 %), Santa Cruz (20 %), Santiago del Estero y Misiones (18%), Catamarca (16%), Formosa y Chaco (15%), San Luis y  Jujuy (14%), EDEA (11%), Tucumán (10%), Mendoza y San Juan (9%), Córdoba (8%), Salta (7%), Entre Ríos (6%), Neuquén (5%), La Rioja (4%), EDELAP (3%), EDEN (2%), entre otros. En tanto, 5 provincias y/o empresas presentaron caídas: Chubut (-24%), EDES (-5%), La Pampa (-1%), Santa Fe (-1%) y Río Negro (-1%).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 29 % del consumo total del país y totalizaron un ascenso conjunto de 1,4 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 1,3 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 1,6 %. El resto del país incrementó su consumo 6,5 %.

Observando las temperaturas, el mes de febrero de 2022 fue menos caluroso en comparación a febrero de 2021. La temperatura media fue de 23.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 23.6 °C, y la histórica es de 23.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En febrero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.369 GWh contra 2.540 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa del -46 %.

 Se sigue observando muy bajo caudal en las principales cuencas como el Paraná, Uruguay y Comahue, con caudales muy por debajo a los históricos, como también comparando el mismo mes del año pasado. En tanto, el consumo de combustibles, frente a una generación térmica en alza, cercana al 7 %, fue mayor al mismo mes del año anterior.

 Con una demanda de gas natural algo menor, la diferencia se ubica en los combustibles alternativos.  Así, en enero siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 65,06 % de los requerimientos.  Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 12,42 % de la demanda, las nucleares proveyeron 8,10 %, y las generadoras de fuentes alternativas 13,42 % del total. Por otra parte, la importación representó el 0,99 % de la demanda.

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Energía extendió la asistencia económica a subdistribuidoras de gas y operadoras de GLP

La Secretaría de Energía aprobó una extensión temporal, hasta julio de 2022 inclusive, de la “asistencia económica transitoria” a las subdistribuidoras de gas natural, en base a una solicitud realizada por el Instituto de Subdistribuidores (ISGA) en noviembre último. En este caso, dicha asistencia implicará “un monto total estimado en 800 millones de pesos”.

Se trata de una renovación semestral de la ayuda implementada (de mayo a noviembre de 2021) por la Resolución 507/21 de dicha Secretaría, “a fin de que las Subdistribuidoras puedan afrontar los crecientes costos y garantizar la continuidad de la normal prestación del servicio público de distribución de gas”, en el contexto de la Pandemia.

La prórroga fue establecida a través de Resolución 140/2022 ya oficializada, en la cual se puntualizó que la asistencia económica transitoria aprobada “consistirá en el reconocimiento del veinticinco por ciento  (25%) de la facturación que en concepto de compra de gas natural a distribuidoras zonales –neto de impuestos- que abonen mensualmente las subdistribuidoras” enumeradas en un anexo de la misma resolución.

“En la situación coyuntural descripta, particularmente impactada por la emergencia sanitaria generada por la pandemia COVID – 19, resulta conveniente continuar asistiendo financieramente a las subdistribuidoras de gas natural en relación a las compras que realizan a las distribuidoras zonales, cumpliendo de esta forma con los objetivos del Decreto 892/20 (referido al Plan Gas Ar)”, sostuvo Energía.

Las subdistribuidoras listadas en el Anexo I de la nueva resolución deberán dar cumplimiento a los requisitos dispuestos ya en junio de 2021 por la Subsecretaría de Hidrocarburos.

La documentación respectiva deberá presentarse hasta el día 10, o el día hábil administrativo inmediato posterior, correspondiente al mes calendario siguiente al de emisión de la facturación respecto de la cual se pretenda obtener la ayuda económica, mediante trámites a distancia (TAD). La facturación correspondiente al mes de diciembre de 2021 podrá ser presentada junto con la del mes de enero de 2022.

 Si vencido el plazo para la presentación de las solicitudes existieren fondos remanentes, éstos podrán asignarse a prorrata a aquellas subdistribuidoras que se hubieren presentado en forma extemporánea y hasta el día 30 de septiembre de 2022, inclusive.

A fin de autorizar los desembolsos, esta Secretaría considerará el concepto “COMPRA DE GAS” de cada una de las facturas presentadas y de su sumatoria calculará el 25 por ciento.

El concepto “COMPRA DE GAS” incluye el precio del gas natural incluido en los cargos por metro cúbico (m3) de consumo, el costo del gas retenido y el cargo por metro cúbico (m3) de consumo subdistribuidora (SDB).

A los efectos de la fiscalización de las facturas presentadas por las subdistribuidoras, la Secretaría podrá solicitar información a las empresas distribuidoras de gas natural, productoras y/o a otros entes públicos. Si de dicha fiscalización surgiera alguna diferencia, ésta será ajustada en el periodo inmediato posterior.

Por otra parte, Energía aprobó mediante la resolución 139/2022 “una erogación con carácter de asistencia económica transitoria” de $ 296.721.719,60 a los operadores de la industria de GLP, siendo los mismos las empresas productoras, fraccionadoras y distribuidoras inscriptas en el Registro Nacional de la Industria del Gas Licuado de Petróleo (RNGLP), cuando el destino del producto sea el Programa HOGAR. Esta asistencia corresponde al periodo agosto-diciembre de 2021.

A modo de antecedente en la citada resolución se refiere que “mediante la Resolución 70/2015 de la Secretaría de Energía del ex Ministerio de Planificación Federal se aprobaron  a) los 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  b) 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 la correspondiente a la Resolución 249/2021.

En el contexto de la emergencia sanitaria generada por la Pandemia, y teniendo en cuenta la variación experimentada en los valores y costos asociados en la cadena de comercialización de GLP, “resultó necesario la implementación de un mecanismo transitorio de asistencia económica a fin de morigerar el impacto de los costos económicos de la actividad en las distintas etapas, de manera que la prestación del servicio se realice con las debidas condiciones de calidad y seguridad”, sostuvo Energía.

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Guzmán en la inauguración de la Expo AOG

El Ministro de Economía, Martín Guzmán, participará el próximo lunes 21 del acto de inauguración oficial de la Expo Oil & Gas que se desarrollará en La Rural Predio Ferial.

El Ministro, y el Secretario de Energía, Darío Martínez, confirmaron su asistencia a la muestra de la industria petrolera argentina organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, del 20 al 23 de marzo.

Ambos viajaron la semana pasada a Estados Unidos y mantuvieron entrevistas con funcionarios de Energía. La alta volatilidad de los precios internacionales del crudo y del gas (en particular del GNL) como consecuencia del conflicto Rusia-Ucrania, las inversiones necesarias para que Argentina acentúe el desarrollo de Vaca Muerta, la construcción de gasoductos, y la potencialidad del off shore en el Mar Argentino, estuvieron en la agenda.

Del mismo acto inaugural participarán, además de principales empresarios del sector, varios gobernadores y ministros de Energía de provincias productoras de hidrocarburos, indicó el IAPG.

Además de la exposición para la promoción de negocios y detalle de sus actividades en los 223 stands confirmados, la industria integrada por compañías productoras, refinadoras, comercializadoras, las transportadoras y distribuidoras de crudo y de gas, y empresas proveedoras de materiales y equipos, participarán en mesas técnicas y conferencias.

El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, destacó la importancia de ésta Exposición, luego del obligado receso por la Pandemia del Covid-19. También será ámbito para el análisis de la situación de esta industria a nivel local, regional y mundial en la actual (y complicada) coyuntura internacional.

En este sentido destacó la oportunidad de la realización del ciclo de conferencias con los CEOs  referentes de las empresas protagonistas de la industria de los hidrocarburos, quienes expondrán sobre su experiencia y las perspectivas de la actividad.

Estos últimos  encuentros tendrán lugar en el Auditorio del Pabellón Rojo desde el lunes 21 al miércoles 23 de marzo de 17 a 19 horas.

El lunes 21 de marzo serán expositores los representantes de Tenaris,  Tecpetrol, Pecom,  Galileo Technologies, e YPF.

El martes 22 de marzo expondrán Wintershall DEA,  Pampa Energía,  Raízen,
Shell,  TotalEnergies y Pan American Energy.

El miércoles 23 de marzo lo harán los responsables del Clúster de Energía Mar del Plata, el  Clúster Industrial de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba, de TGS, de TGN, de la Compañía MEGA y de Pluspetrol y de GyP Neuquén.

Disertarán Javier Martínez Álvarez (Presidente para Cono Sur Tenaris), Javier Gremes Cordero (CEO PECOM), Sergio Affronti (CEO de YPF), Ricardo Markous (CEO Tecpetrol), Osvaldo del Campo (Global CEO & CTO Galileo Technologies).

También, Manfred Böckmann (Director General Wintershall Dea Argentina), Teófilo Lacroze (CEO Raízen Argentina), Javier Rielo (Totalenergies), Horacio Turri (

Director Ejecutivo de Exploración y Produccíon Pampa Energia), Sean Rooney (Presidente

Shell Argentina), Marcos Bulgheroni (Group CEO Pan American Energy). Además disertarán Marcelo Guiscardo (Clúster de Energía Mar del Plata), Oscar Sardi (CEO Transportadora de Gas del Sur), Andrés Scarone (Gerente General Compañía Mega), Alberto Saggese (Presidente Gas y Petróleo del Neuquén), Karina Corradi (Clúster Industrial de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba), Daniel Ridelener (Transportadora de Gas del Norte), y Germán Macchi (Country Manager Pluspetrol Argentina.

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ENARGAS: Informe “Panorama Gasífero” de diciembre de 2021

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) puso a disposición de la ciudadanía una nueva entrega del “Panorama Gasífero” correspondiente al mes de diciembre de 2021, un informe que tiene como objetivo analizar este sector desde una perspectiva general y en vinculación con variables macroeconómicas. 

En esta ocasión, se observa la evolución de la producción, distribución y consumo de gas durante los últimos 12 años, realizando un análisis comparativo y evolutivo hasta diciembre de 2021. 

La publicación cuenta con 19 gráficos, y sus correspondientes explicaciones, en los que se analizan diferentes variables.

 Entre las presentaciones relacionadas con la demanda se pueden resaltar “Evolución del consumo de gas natural”, que expone cómo fue variando el total de los volúmenes de gas natural consumidos, en millones de m3/día, de enero a diciembre de cada año desde el 2010 y “Actividad económica y consumo de gas”, en la que se realiza una comparación entre las variaciones mensuales interanuales del consumo de gas natural y del Estimador Mensual de la Actividad Económica (EMAE), publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC) a lo largo del período 2016-2021.

Entre las presentaciones relacionadas con la oferta se pueden destacar “Producción bruta de gas natural”, “Evolución de los principales productores de Gas Natural” y “Evolución de la producción de Gas Natural por Cuenca”, entre otros.

 En ellas se refleja, principalmente, la evolución en la producción bruta de gas natural de enero a diciembre de cada año desde 2010, desagregada por las principales empresas productoras, por tipo de recurso (convencional, shale, tight gas) y por cuenca, exponiendo en estos casos la participación que tiene cada uno de ellos sobre el total.

Los informes “Panorama Gasífero” pretenden ser un instrumento de análisis para aquellas y aquellos que, siendo o no especialistas en la materia, se encuentren interesados en disponer de un mapa sintético de la demanda y la oferta del sector gasífero argentino. 

Además, el “Panorama Gasífero” se enmarca dentro del programa denominado “Estado del Gas” cuya finalidad es poner a disposición de la sociedad, funcionarios y funcionarias, profesionales, medios de comunicación, empresas, usuarias y usuarios, los datos que configuran el estado de situación de los segmentos regulados de la cadena gasífera de una forma práctica, dinámica y fácil de visualizar. 

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YPF ajustó sus precios 9,5 % promedio, y 11,5 % en el caso de la nafta y diesel premium

La petrolera YPF activó a partir de las 0 horas del lunes 14 de marzo nuevos precios para sus combustibles líquidos, ajustándolos en el 9,5 % promedio país para la nafta súper y el diesel 500, y 11,5 % promedio en los premium Infinia nafta e Infinia diesel, informó la Compañía.

Los precios de referencia de YPF en el ámbito de la CABA previos a este ajuste databan del 2 de febrero y eran de $ 99 para la nafta súper; de 116,90 pesos para la Infinia nafta; de 93 pesos para el diesel 500, y de $ 113,40 para el Infinia diesel.

“Este ajuste responde a la evolución de las principales variables que conforman el precio de venta al público, sobre todo el aumento de los precios internacionales del petróleo (y del gas, por el conflicto Rusia-Ucrania) y los niveles de demanda interna superiores a la prepandemia, que requieren importaciones para complementar la oferta local”, explicó YPF.

Los precios internacionales del petróleo se incrementaron significativamente durante las últimas semanas alcanzando niveles récords (50 % por encima de los precios de inicios de febrero de 2022). El ajuste de precios anterior, en términos porcentuales, fue similar al dispuesto ahora.

El barril de crudo WTI ronda los 107 dólares, y el del Brent los 111 dólares.

Un comunicado de la petrolera de mayoría accionaria estatal describió que “el precio internacional de los combustibles con los que se complementa la oferta local aumentó incluso por encima del petróleo crudo”.

“Luego de este ajuste, la compañia continuará monitoreando la evolución de las variables que inciden en la formación de precios, teniendo en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país y la realidad internacional”, puntualizó YPF.

Se estima que otras operadoras importantes en el mercado local (Axion, Shell) también ajustarán sus precios a la suba en las próximas horas.

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Escenarios energéticos, tarifas y convergencia regulatoria

Por Sebastian Scheinberg

En el último análisis prospectivo serio que se hizo en el país en materia energética hay mucha información relevante para incorporar a un nuevo escenario, que ya no es más el del año 2017 correspondiente a la fecha de partida del análisis, fundamentalmente porque cambió el contexto internacional, luego de dos años de pandemia y la decisión global de ir por el camino de la transición energética; y en los últimos días, una abrupta reconfiguración del comercio mundial producto de la invasión a Ucrania.

No obstante ello, es preciso diferenciar los shocks transitorios de los permanentes. Sobre todo, a la hora de tomar en cuenta los costos marginales de largo plazo, que son los relevantes para una planificación estratégica de la energía.

Por otro lado, parece haber consenso acerca de que, en presencia de un Estado en bancarrota, la selección de las tecnologías requiere un marco analítico vinculado a la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los proyectos. En otros términos, ya no hay espacio para megaproyectos nucleares de generación o proyectos a base de carbón, donde el criterio de la TIR descartaría a todos ellos, y en cambio hay que categorizarlos de “estratégicos” para darles continuidad.

En el otro extremo se destacan los proyectos que deberían poder utilizar el recurso más abundante de que disponemos, el gas natural, pero donde los inconvenientes más evidentes tienen que ver con la falta de confianza en hundir recursos de capital y volver a las empresas víctimas potenciales de una regulación tarifaria arbitraria.

Esto sobre todo afecta los criterios de decisión a la hora de construir de redes de transporte y plantas de almacenamiento, que son esenciales para ganar eficiencia en el sistema energético. Y es así como vemos que actualmente solo con financiamiento del estado es posible avanzar en la concreción de alguna de estas obras. Habiendo tomado nota de las grandes posibilidades del mundo de la criogenia, que permitiría abastecer poblaciones aisladas de modo eficiente (al menor costo) a través de pequeñas plantas, parece clara la oportunidad para la “genelización” (por GNL) del abastecimiento gasífero aislado.

Pero tal como se discutió con el nuevo proyecto de gasoducto, como también fue el caso de la construcción de una gran planta de almacenaje en el estuario del Río de la Plata, la iniciativa privada no prospera en la medida que sea elevada la percepción de riesgo expropiatorio. Riesgo que no afecta de igual modo a la producción no convencional de gas y petróleo, ya que, como vimos en pandemia, la actividad productiva se puede poner en pausa y en marcha muy rápidamente.

No hay plan energético sin estabilidad. El mantra de esta frase resulta de los desequilibrios que se han vuelto a presentar desde comienzos del año 2018 cuando saltaron por el aire las variables macroeconómicas y se frenó la convergencia de precios y tarifas a los costos económicos, y que vuelven a presentarse una y otra vez en contexto inflacionario.

Pero también hay un efecto de corto plazo, vinculado a la volatilidad de los propios precios de la energía que debiera ser parcialmente soslayado a la hora de establecer los nuevos niveles tarifarios, cuya redefinición está en el corazón del acuerdo con el FMI, y que bajo ningún aspecto los funcionarios se atreven a sincerar ex ante.

El problema de los costos de referencia, hacia donde deben alinearse los costos mayoristas de la energía, es determinar un marco de razonamiento que contemplen el valor de costo promedio y marginal de largo plazo. Así como no era 7,5 US$/MMBTU el costo de largo plazo del gas en 2016 (sino que estaba entre 3 y 4 según los propios productores), tampoco lo será a los valores marginales actuales de conflicto bélico, y es posible que un marco tarifario lógico no permita, en el contexto del shock mundial actual, una convergencia a un déficit energético menor al del año 2021.

Pero cuidado, que la ambiciosa propuesta del gobierno de eliminar subsidios para el 10% más pudiente, si es que resultase sencillo hacerlo, implicaría un aumento de las facturas de un mínimo del 100% tanto en gas como en electricidad, teniendo como referencia los costos vigentes en 2021. Y claramente existen dos alternativas de corto plazo para equilibrar la cuenta de subsidios fiscales: o bien se flexibiliza la meta con el FMI o bien, según se interpreta de la exposición del Ministro en el Congreso, podrían aumentar las retenciones a las exportaciones de commodities agroindustriales, que van a verse favorecidos en este contexto internacional.

Estructura vs. Nivel Tarifario

Dado que el subsidio es lo que necesitan las empresas para compensar los costos que no cubren con las tarifas, se trata de un nivel de ingresos insuficiente, que por otra parte se expande dado el bajo precio relativo de la energía, con el consecuente impacto negativo sobre el medio ambiente. La paradoja es que este subsidio se ha vuelto regresivo (pro rico), y es por eso que es preciso volver sobre el esquema de tarifa social.

Pero como destacan Navajas y otros colegas con más de una década de estudio del tema tarifa social, existe un problema de estructura tarifaria (cargo fijo y cargo variable) que colisiona con la efectividad de la tarifa social, sobre todo en un camino de transición energética hacia fuentes renovables (en especial en el caso eléctrico). Un mayor foco en la vinculación del subsidio de cargos fijos permitiría coordinar medidas de eficiencia energética, e involucrar a las empresas prestatarias en esquemas de financiamiento del cambio de equipamiento. Esto se complementa con un modelo de intensificación en el proceso de electrificación de usos finales de la energía.

Una idea en este sentido sería la de perfeccionar el modelo del proyecto Mejor Hogar donde las empresas prestadoras son quienes deben fijar metas concretas, financiando el nuevo equipamiento con parte de los ahorros que generan en los usuarios.

Por otra parte, si el nuevo Plan Energético sugiere ir más rápido hacia la electrificación, si bien habrá mayor consumo de gas intermedio se reducirá su consumo final, y será tiempo de estudiar con responsabilidad el proceso de sustitución de combustible líquido por gas natural en el sector del transporte pesado (camiones, micros, colectivos y ferrocarril), a diferencia del transporte vehicular donde avanza la eficiencia de la electro movilidad.

Aunque la Argentina debe hacer su propia evaluación en función de los costos ya amortizados en redes y logística (stranded costs). Lo que viene… Suponiendo que la segmentación tarifaria llegara a realizarse, y que luego no se impugnan los aumentos en la justicia (al estilo del fallo CEPIS), sería conveniente que el aumento asociado de recaudación tributaria contenido en las facturas pueda destinarse a un programa de eficiencia energética que vaya reduciendo los consumos en industrias, comercios y hogares, lo que luce también ambicioso dada la característica de la masa de recursos tributarios.

A esos efectos resultará conveniente la sustitución de impuestos ad Valorem por un impuesto nacional al carbono, alineado con los instrumentos de las economías que promueven la descarbonización. Ello implica sumar nuevas reformas estructurales (en este caso tributarias) que cierran mejor en las planillas de cálculo que en la vida política real.

Pero de alguna manera los modelos que cierran en la hoja de cálculo deberían cuando menos permitir contar con un marco de referencia para tomar decisiones estratégicas, como cuando a fines de 2020 se caía de maduro la conveniencia de establecer un contrato de suministro de largo plazo de GNL a un precio inferior a los 4 dólares, o bien establecer un ranking de proyectos en función a la TIR de cada uno de ellos, y evitar así la mala asignación de recursos públicos.

Y tal vez las planillas nos digan que, mientras la infraestructura esté a cargo del Estado, y en el marco de la electrificación, sería conveniente dirigir el gasoducto X a los puertos del Atlántico y exportarlo luego de su licuefacción. Una decisión que podrán tomar responsablemente los inversionistas cuando el país recobre la confianza y el ahorro de los argentinos, en lugar de fugarse, se convierta en activos productivos para el desarrollo nacional.

Ecónomista. Docente de UBA y UnLaM

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Shell presente en Expoagro 2022 con su energía para mover el campo

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell en el país, se sumará a Expoagro 2022 del 8 al 11 de marzo en el Predio Ferial y Autódromo de San Nicolás. Allí, los representantes comerciales y especialistas técnicos acercarán al sector agroindustrial una amplia gama de productos y servicios disponibles para el campo.
El stand ubicado en el lote 1040 contará con un sector de servicios, combustibles y lubricantes, especializados para el sector: Shell Helix, Shell V-Power, Shell Evolux Diesel y Shell Rímula. Además, incluirá un espacio destinado a Shell Select, su marca registrada en tiendas de conveniencia y un sector dedicado a Shell Flota para mostrar los servicios para el agro y los distribuidores.
Además, los expertos técnicos de la compañía presentarán a los visitantes el portfolio completo de productos desarrollados para que el campo cuente con herramientas que le permitan optimizar la eficiencia de sus equipos, como los lubricantes de motor Shell Rimula, los lubricantes para cajas Spirax y las grasas premium Gadus. A su vez, el negocio dará a conocer su nueva Promo Rimula, muy atractiva para el segmento.
Shell Evolux Diesel, producto presentado por Shell durante 2021, también será una de las estrellas del stand. Se trata de un combustible diésel grado 2 especialmente diseñado para motores de vehículos pesados como los usados en flotas de camiones, transportes de logística, vehículos de reparto y maquinaria agrícola. Shell Evolux Diesel está desarrollado con la exclusiva tecnología Dynaflex, una fórmula con detergencia dual que ayuda a limpiar los inyectores y previene la formación de nuevos depósitos en el sistema de inyección. Y como consecuencia se logra un menor consumo de combustible y una mayor potencia para traccionar carga.

Por su parte, los especialistas de Shell Flota ofrecerán asesoramiento y soluciones para administrar y optimizar los gastos de combustible de cualquier flota de vehículos. Quienes los consulten podrán conocer los alcances de esta nueva herramienta, que propone fusionar los mejores productos y servicios de Raízen con una amplia cobertura nacional y con una plataforma de gestión que facilita el control y la administración de todos los consumos.

Asimismo, el negocio de Estaciones de Servicio estará presente con toda la información de su exclusivo combustible Shell V-Power, desarrollado para brindar la mayor potencia y rendimiento del motor, y que gracias a su tecnología reduce la fricción y elimina y previene la formación de suciedad en el vehículo (*).
En esta edición, el espacio de la marca Shell contará además con activaciones, espacios de entretenimiento y exhibición de curiosidades de la mano de sus socios estratégicos.
Mostrando la histórica asociación con la marca Ferrari, Jose Luis Denari, presentará un prototipo el día de apertura de la expo que es un tributo a la Ferrari Roadster de 1951, con la que Froilán logró la primera victoria de la escudería italiana en la Fórmula 1 en el circuito de Silverstone, con motivo del 70 ° aniversario de esa carrera.
Se realizará además un showcar donde la Asociación de Corredores de Turismo Carretera (ACTC) junto a directores de la empresa, llevarán a cabo el lanzamiento del campeonato de la categoría TC Pick Up, de la cual Shell es sponsor al igual que en el resto de las categorías de la competición.

“Todos los años renovamos nuestro compromiso con el campo haciéndonos presentes en esta feria tan importante para el sector, que es una oportunidad única para que los expertos de Raízen tomen contacto directo con los clientes y puedan acercarles toda la gama de productos y servicios disponibles para el segmento”, sostuvo Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina.

Link a video:
https://drive.google.com/file/d/10j-oELaGxicsla7szbwikLVLxmB–QBC/view?usp=sharing 

 (* Los resultados pueden variar de acuerdo con el vehículo utilizado y a sus condiciones de uso)

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Royal Dutch Shell 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 de 800 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución en el país.  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.

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Escenarios energéticos, tarifas y convergencia regulatoria

Por Sebastian Scheimberg

En el último análisis prospectivo serio que se hizo en el país en materia energética hay mucha información relevante para incorporar a un nuevo escenario, que ya no es más el del año 2017 correspondiente a la fecha de partida del análisis, fundamentalmente porque cambió el contexto internacional, luego de dos años de pandemia y la decisión global de ir por el camino de la transición energética; y en los últimos días, una abrupta reconfiguración del comercio mundial producto de la invasión a Ucrania. No obstante ello, es preciso diferenciar los shocks transitorios de los permanentes. Sobre todo, a la hora de tomar en cuenta los costos marginales de largo plazo, que son los relevantes para una planificación estratégica de la energía. Por otro lado, parece haber consenso acerca de que, en presencia de un Estado en bancarrota, la selección de las tecnologías requiere un marco analítico vinculado a la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los proyectos. En otros términos, ya no hay espacio para megaproyectos nucleares de generación o proyectos a base de carbón, donde el criterio de la TIR descartaría a todos ellos, y en cambio hay que categorizarlos de “estratégicos” para darles continuidad. En el otro extremo se destacan los proyectos que deberían poder utilizar el recurso más abundante de que disponemos, el gas natural, pero donde los inconvenientes más evidentes tienen que ver con la falta de confianza en hundir recursos de capital y volver a las empresas víctimas potenciales de una regulación tarifaria arbitraria. Esto sobre todo afecta los criterios de decisión a la hora de construir de redes de transporte y plantas de almacenamiento, que son esenciales para ganar eficiencia en el sistema energético. Y es así como vemos que actualmente solo con financiamiento del estado es posible avanzar en la concreción de alguna de estas obras. Habiendo tomado nota de las grandes posibilidades del mundo de la criogenia, que permitiría abastecer poblaciones aisladas de modo eficiente (al menor costo) a través de pequeñas plantas, parece clara la oportunidad para la “genelización” (por GNL) del abastecimiento gasífero aislado. Pero tal como se discutió con el nuevo proyecto de gasoducto, como también fue el caso de la construcción de una gran planta de almacenaje en el estuario del Río de la Plata, la iniciativa privada no prospera en la medida que sea elevada la percepción de riesgo expropiatorio. Riesgo que no afecta de igual modo a la producción no convencional de gas y petróleo, ya que, como vimos en pandemia, la actividad productiva se puede poner en pausa y en marcha muy rápidamente. No hay plan energético sin estabilidad El mantra de esta frase resulta de los desequilibrios que se han vuelto a presentar desde comienzos del año 2018 cuando saltaron por el aire las variables macroeconómicas y se frenó la convergencia de precios y tarifas a los costos económicos, y que vuelven a presentarse una y otra vez en contexto inflacionario. Pero también hay un efecto de corto plazo, vinculado a la volatilidad de los propios precios de la energía que debiera ser parcialmente soslayado a la hora de establecer los nuevos niveles tarifarios, cuya redefinición está en el corazón del acuerdo con el FMI, y que bajo ningún aspecto los funcionarios se atreven a sincerar ex ante. El problema de los costos de referencia, hacia donde deben alinearse los costos mayoristas de la energía, es determinar un marco de razonamiento que contemplen el valor de costo promedio y marginal de largo plazo. Así como no era 7,5 US$/MMBTU el costo de largo plazo del gas en 2016 (sino que estaba entre 3 y 4 según los propios productores), tampoco lo será a los valores marginales actuales de conflicto bélico, y es posible que un marco tarifario lógico no permita, en el contexto del shock mundial actual, una convergencia a un déficit energético menor al del año 2021. Pero cuidado, que la ambiciosa propuesta del gobierno de eliminar subsidios para el 10% más pudiente, si es que resultase sencillo hacerlo, implicaría un aumento de las facturas de un mínimo del 100% tanto en gas como en electricidad, tenien Escenarios energéticos, tarifas y convergencia regulatoria Oportunidad para la “genelización” (por GNL) del abastecimiento gasífero Por Sebastián Scheimberg * do como referencia los costos vigentes en 2021. Y claramente existen dos alternativas de corto plazo para equilibrar la cuenta de subsidios fiscales: o bien se flexibiliza la meta con el FMI o bien, según se interpreta de la exposición del Ministro en el Congreso, podrían aumentar las retenciones a las exportaciones de commodities agroindustriales, que van a verse favorecidos en este contexto internacional. Estructura vs. Nivel tarifario Dado que el subsidio es lo que necesitan las empresas para compensar los costos que no cubren con las tarifas, se trata de un nivel de ingresos insuficiente, que por otra parte se expande dado el bajo precio relativo de la energía, con el consecuente impacto negativo sobre el medio ambiente. La paradoja es que este subsidio se ha vuelto regresivo (pro rico), y es por eso que es preciso volver sobre el esquema de tarifa social. Pero como destacan Navajas y otros colegas con más de una década de estudio del tema tarifa social, existe un problema de estructura tarifaria (cargo fijo y cargo variable) que colisiona con la efectividad de la tarifa social, sobre todo en un camino de transición energética hacia fuentes renovables (en especial en el caso eléctrico). Un mayor foco en la vinculación del subsidio de cargos fijos permitiría coordinar medidas de eficiencia energética, e involucrar a las empresas prestatarias en esquemas de financiamiento del cambio de equipamiento. Esto se complementa con un modelo de intensificación en el proceso de electrificación de usos finales de la energía. Una idea en este sentido sería la de perfeccionar el modelo del proyecto Mejor Hogar donde las empresas prestadoras son quienes deben fijar metas concretas, financiando el nuevo equipamiento con parte de los ahorros que generan en los usuarios. Por otra parte, si el nuevo Plan Energético sugiere ir más rápido hacia la electrificación, si bien habrá mayor consumo de gas intermedio se reducirá su consumo final, y será tiempo de estudiar con responsabilidad el proceso de sustitución de combustible líquido por gas natural en el sector del transporte pesado (camiones, micros, colectivos y ferrocarril), a diferencia del transporte vehicular donde avanza la eficiencia de la electro movilidad. Aunque la Argentina debe hacer su propia evaluación en función de los costos ya amortizados en redes y logística (stranded costs). Lo que viene… Suponiendo que la segmentación tarifaria llegara a realizarse, y que luego no se impugnan los aumentos en la justicia (al estilo del fallo CEPIS), sería conveniente que el aumento asociado de recaudación tributaria contenido en las facturas pueda destinarse a un programa de eficiencia energética que vaya reduciendo los consumos en industrias, comercios y hogares, lo que luce también ambicioso dada la característica de la masa de recursos tributarios. A esos efectos resultará conveniente la sustitución de impuestos ad Valorem por un impuesto nacional al carbono, alineado con los instrumentos de las economías que promueven la descarbonización. Ello implica sumar nuevas reformas estructurales (en este caso tributarias) que cierran mejor en las planillas de cálculo que en la vida política real. Pero de alguna manera los modelos que cierran en la hoja de cálculo deberían cuando menos permitir contar con un marco de referencia para tomar decisiones estratégicas, como cuando a fines de 2020 se caía de maduro la conveniencia de establecer un contrato de suministro de largo plazo de GNL a un precio inferior a los 4 dólares, o bien establecer un ranking de proyectos en función a la TIR de cada uno de ellos, y evitar así la mala asignación de recursos públicos. Y tal vez las planillas nos digan que, mientras la infraestructura esté a cargo del Estado, y en el marco de la electrificación, sería conveniente dirigir el gasoducto X a los puertos del Atlántico y exportarlo luego de su licuefacción. Una decisión que podrán tomar responsablemente los inversionistas cuando el país recobre la confianza y el ahorro de los argentinos, en lugar de fugarse, se convierta en activos productivos para el desarrollo nacional.

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Michelin Lifestyle y Funcional crean calzados de última generación

Ambas marcas se unieron para crear una línea de calzados de seguridad que cuenta con una suela de caucho inspirada en los atributos del neumático MICHELIN LTX Force, brindando máxima tracción y una adherencia superior en diferentes superficies.

Pioneras en sus respectivos rubros, Michelin Lifestyle y Funcional (la marca especializada en la creación y fabricación de calzados de seguridad para uso profesional) unieron sus fuerzas para lanzar al mercado “Funcional Soles by Michelin”, una línea producida con las mejores tecnologías disponibles a nivel mundial que cuenta con suela Michelin inspirados en las características del neumático MICHELIN LTX Force para aportar una adherencia superior en diferentes superficies.

Estos calzados, pensados principalmente para las industrias de Oil&Gas, minería y energía, que operan en contextos hostiles, diferentes terrenos y condiciones extremas, proveen un rendimiento versátil en distintos tipos de suelos, máxima protección, flexibilidad y confort al andar. Además, se ajustan a los altos estándares de calidad de las normas de seguridad nacionales e internacionales, como todos los productos de Funcional.

Eliana Banchik, presidenta de Michelin Argentina, expresó: “Este desarrollo se encuadra en nuestra estrategia de negocios, que implica seguir contribuyendo en sectores más allá de los neumáticos. Para este proyecto nos inspiramos en las características y flexibilidad de nuestro neumático MICHELIN LTX Force para proveer un zapato de seguridad con la capacidad de adaptarse a los exigentes entornos a los que puede estar expuesto un trabajador de estas industrias”.

Michelin Lifestyle fue creada en el año 2000 con el objetivo de desarrollar productos con tecnologías avanzadas e innovadoras, tanto para la industria automotriz como para viajes, hogar, trabajo y deportes. Actualmente, ha desarrollado más de 1.500 artículos de alta calidad que se comercializan a nivel mundial, destinados a diferentes rubros.

Por su parte, Funcional es una de las marcas de Maincal, referente en la fabricación de calzado de seguridad en Argentina, fundada en 1960 en la ciudad de Rosario, provincia de Santa Fe, que ha transitado un camino de crecimiento continuo especializándose en la fabricación de calzados para usos profesionales.

“Funcional Soles by Michelin”: sinónimo de innovación y seguridad

Con la innovación y la seguridad como valores compartidos, Michelin y Funcional desarrollaron 4 modelos de calzados distintos: zapato, botín, borceguí y bota, de modo que puedan adaptarse a las diversas actividades industriales, destacándose al mismo tiempo por su durabilidad y resistencia a climas adversos, además de hacer hincapié en diseños urbanos y modernos, que se adecuen tanto a los espacios de trabajo como a las actividades cotidianas.

Los modelos HIKER, EXPLORER, TANKER y RISER comparten un estilo aventurero y un desempeño superior.

La suela de caucho Michelin con el diseño de los neumáticos MICHELIN LTX Force combina las prestaciones del caucho con una tracción inigualable tanto en áreas internas como externas, y una adherencia excepcional en todo tipo de terrenos.

Estos calzados están, además, desarrollados con una serie de tecnologías que brindan ligereza y estabilidad, contribuyendo a la amortiguación de la pisada, sin dejar de lado la estética. La suela cuenta, además, con canales diseñados de forma tal que al ingresar el agua es direccionada hacia el exterior para evitar resbalamientos, mientras que la entresuela es un 35 % más liviana que una estándar, lo que se traduce en mayor confort en cada paso.

Pablo López Calí, director Comercial de Maincal SA, añadió: “Este es un proyecto sin precedentes que demandó compromiso, profesionalismo y esfuerzo de todos los equipos involucrados. La co-creación con Michelin marca un nuevo hito para el posicionamiento de la marca Funcional y para la historia de nuestra compañía, que continúa creciendo en forma sostenible a partir de una estrategia basada en la innovación”.

Para más información: www.funcionalweb.com/michelin
Acerca de Maincal

Maincal S.A. es una empresa líder en la fabricación de calzado de seguridad en Argentina. Fundada en 1960 en la ciudad de Rosario, provincia de Santa Fe, la compañía ha transitado un camino de crecimiento continuo especializándose en la fabricación de calzados para usos profesionales, logrando tener hoy una posición de prestigio en el sector, apostando permanentemente a la calidad, investigación, tecnología e innovación en la fabricación de sus productos.

Con sus marcas Funcional y Voran provee a las principales industrias del país con una destacada participación en sectores clave como el automotriz, la siderurgia, el petróleo, la energía y la minería. Además, cuenta con una extensa red comercial de alcance nacional conformada por ferreterías industriales, distribuidores de elementos de protección personal y retailers.

Acerca de Michelin

Michelin se dedica a contribuir de manera sustentable a la movilidad de sus clientes; diseñar y comercializar neumáticos, servicios y soluciones adecuadas para las necesidades del cliente; proveer servicios digitales, mapas y guías para enriquecer los viajes y aventuras, y convertirlos así en experiencias únicas; y desarrollar herramientas de alta tecnología para servir a la industria de la movilidad. Michelin, que tiene su sede en Clermont-Ferrand (Francia), está presente en 170 países, emplea a 123.600 personas en todo el mundo y dispone de 71 centros de producción que, en conjunto, han fabricado 170 millones de neumáticos en 2020. (www.michelin.com)

Facebook: Michelin Argentina

Instagram: michelinargentina

Acerca de Michelin Lifestyle

Creada en el 2000, Michelin Lifestyle Limited forma parte del Grupo Michelin. Agrega el poder de la marca Michelin a productos rigurosamente seleccionados, ya sea directamente o bajo licencia.

Las categorías incluyen accesorios para vehículos, suelas para calzado y nuevas tecnologías. Esos productos fortalecen la marca Michelin en su conjunto al brindar experiencias de consumo excelentes, mejorar la movilidad y agregar valor. También muestran la dedicación de Michelin a la innovación, rendimiento, seguridad y medio ambiente.

En 2019, las operaciones de Michelin Lifestyle estuvieron representadas por 74 asociaciones de licencias en todo el mundo, vendiendo más de 30 millones de productos en más de 129 países. (www.michelin-lifestyle.com)

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Las empresas petroleras y la conservación de la naturaleza

Por Hugo Martelli

Las empresas petroleras desarrollan su actividad generalmente en ambientes naturales prístinos o expuestos a actividades rurales extensivas, desde el chaco formoseño y salteño, pasando por la precordillera mendocina y toda la Patagonia hasta Tierra del Fuego, muchas veces en contacto con comunidades rurales o pueblos originarios, sin olvidar la presencia en el Mar Argentino, desde la costa y costa afuera, y el contacto con sus actores.
Esta inmediatez que tienen con la naturaleza y el paisaje, y fundamentalmente con su gente, su idiosincrasia, valores e intereses, les otorga a estas empresas la oportunidad y la capacidad únicas de intervenir positivamente en la conservación de la naturaleza y en la relación de los pobladores con su medio, y de esta forma fortalecer su relación con las autoridades provinciales y municipales, y con las comunidades locales.
Hace a la conservación de la naturaleza la protección del paisaje, los ambientes y espacios naturales, y de las especies de flora y de fauna y de todo aquello que ataña a la biodiversidad y el patrimonio genético, mediante programas de protección, planes de manejo, programas de difusión y educación, creación o soporte de parques nacionales y reservas naturales, públicos o privados, que podemos extender a la conservación de bienes culturales, sitios históricos, arqueológicos o paleontológicos, bajo similares pautas de política, manejo y administración.
De esta manera diferenciamos a la conservación de la naturaleza de la política y práctica general que las empresas desarrollan en materia ambiental y que atañen principalmente a temas de contaminación industrial directa del suelo, agua, aire, sonido, residuos domésticos, industriales y peligrosos, y que están formulados en sus “Programas de Sustentabilidad”.
La conservación de la naturaleza es una causa noble que goza del respaldo estatal y del apoyo y de la simpatía de los ciudadanos y de los pobladores de ambientes rurales e integrantes de comunidades originarias, salvo resistencias iniciales resultantes de prácticas adversas, muchas veces ancestrales, cuyo impacto y solución deben encontrar respuesta en las medidas de conservación que se persigan. De todo ello no hay mejor ejemplo que la conversión de los antiguos marisqueadores de los Esteros del Iberá en convencidos guardafaunas y guías de turismo de hoy.
Por último, la conservación de la naturaleza es motivo de creciente preocupación y actividad jurisdiccional por parte de las autoridades provinciales y nacionales, como así también del accionar de diversas ONGs que muchas veces generan conflictos como pretendido medio para dar solución a una determinada situación de crisis ambiental o social-ambiental, sin descartar, a veces, el oportunismo.
Esta realidad hace que las empresas deban dedicar de manera creciente mayor atención y recursos a las relaciones con las autoridades y con las ONGs, ya que la imposición de prácticas de producción o prácticas de conservación que no gocen de licencia social o pretendan ser desarrolladas a expensas de la economía y del sentir de las comunidades locales resultan hoy política y socialmente insostenibles, sino contrarias a los principios de Compliance.
¿Cuáles son los recursos cuya carencia impide a las Provincias evitar o mitigar con mayor éxito los problemas de conservación de la naturaleza?
En nuestra opinión, los principales limitantes son la falencia de gerenciamiento, la falta de propuestas creativas, y la falta recursos tecnológicos básicos, pero no la falta de recursos económicos en sí. El reciente incendio del parque chaqueño en la Provincia de Corrientes demostraría que la falta de educación de la población local respecto del manejo intencional del fuego, y la falta de previsión y organización del control del fuego por parte de autoridades provinciales y municipales fueron causas principales en el desarrollo no controlado de la catástrofe, más que la falta de recursos económicos.
De ser esto así, los problemas de conservación de la naturaleza, con el alcance que aquí le hemos dado, que enfrenta hoy la Argentina no son el resultado de la falta de presupuesto, sino la falta de gerenciamiento, de creatividad, y recursos tecnológicos básicos, que las empresas pueden ofrecer a la comunidad y a las autoridades, mediante programas de conservación debidamente aprobados, ejecutados y auditados.
Esta circunstancia otorga a las empresas petroleras la oportunidad de proponer a las provincias y eventualmente a los municipios programas autónomos (es decir, llevados a cabo de manera independiente por la empresa) o de gestión conjunta para la conservación de la naturaleza en pos del beneficio provincial, comunal y social asociado al desarrollo del programa, y del mejoramiento de los vínculos de comunicación y de relación de la empresa con las autoridades provinciales y municipales.
Estas iniciativas son coincidentes con políticas y nociones de gobierno corporativo desarrolladas en Estados Unidos de América, Canadá y los países de la Comunidad Económica Europea, Reino Unido y otros estados europeos ajenos a la Comunidad, que desarrollaron conceptos tales como Compliance; Corporate Social Responsibility; Corporate Environmental Responsibility; Social Entrepreneurship; Non-market strategies; Environmental, Social & Governance; entre otros, cada uno con distinto alcance pero con igual finalidad. En esencia, se trata del desarrollo por parte de la empresa de actividades que no persiguen un beneficio directo, sino reforzar sus vínculos con la comunidad y con las autoridades a través, en nuestro caso, de la conservación de la naturaleza. La formulación extrema de esta tendencia la alcanzan las empresas del denominado “Sistema B” en donde el cumplimiento de objetivos sociales y ambientales es parte constitutiva del objeto social empresario mismo.
¿Cuál es el itinerario que las empresas podrían desarrollar para la identificación de tales programas de conservación de la naturaleza?
La manera de asegurar el compromiso de la empresa con tales programas es la existencia de una conexión o vínculo reales entre el objeto de conservación del programa y la propia actividad de la empresa. Esta conexión o vínculo le permitirá a la empresa identificar una propuesta u objetivo de conservación que posea materialidad, es decir, que resulte necesario alcanzar para resolver algún problema o situación insatisfactoria de conservación con el alcance aquí expuesto, con la participación que corresponda de las autoridades, y a la comunicad local. Por supuesto, la iniciativa puede provenir de la autoridad, o de la comunidad, o de la propia empresa que es lo que aquí proponemos.
Son innumerables los programas de conservación que están al alcance las empresas, sobre flora (v.g. flora nativa de altura y la ganadería nómade andino-patagónica); sobre fauna (el guanaco y la ganadería ovina patagónica; la ganadería del guanaco y teleros artesanales; especies amenazadas o en peligro de extinción); sobre forestación y reforestación; sobre actividad en Parques y Reservas Nacionales y Provinciales (Calilegua, Llancanelo, Payunia, Auca Mahuida, Faro Vírgenes); sobre usos alternativos del agua y las comunidades locales en Mendoza y Neuquén; sobre conservación y usos alternativos de ambientes costeros patagónicos, e infinidad de otros programas de conservación puntuales atendiendo a necesidades concretas que enfrentan la empresa y las comunidades locales, en correspondencia con las autoridades.
El modo de la propuesta puede variar desde la contribución de fondos a un determinado programa a ser auditado de manera independiente, hasta la asistencia por personal de la empresa o de terceros contratados en la ejecución del programa; o la ejecución del programa por un ente o sociedad filial de la empresa gestora de manera autónoma. Los dos últimos tipos de programa permitirían la transmisión de la experiencia en la formulación de soluciones creativas y la capacidad gerencial y una mayor interrelación con las autoridades. En todos los casos se deberá considerar y minimizar el impacto fiscal negativo que la propuesta pueda implicar para la empresa.
Mencionamos entre los “Programas de Sustentatbilidad” de las empresas locales algunos programas de conservación: (i) El programa de Biodiversidad y Ecosistemas Locales de Vista Energy; (ii) El programa de Iniciativas externas y afiliaciones de Pampa Energía que incluye asociaciones y aportes a diversas entidades con objetivos de conservación; y (iii) El Programa de Promotores Ambientales celebrado entre Pan American Energy y la Provincia del Neuquén, conjuntamente con la Asociación Amigos de la Patagonia que incluye un programa educativo de generación de conciencia.
Destacamos, además, los siguientes programas de conservación de la naturaleza: (i) El proyecto de forestación de 15.000 hectáreas en la Provincia del Neuquén lanzado en 1998 por YPF y que culminará este año 2022; (ii) el proyecto de Vista Energy de evaluación de la Reserva Provincial Auca Mahuida (Área Águila Mora), Provincia del Neuquén, y (iii) los proyectos de Monitoreo de Biodiversidad en Camisea, de Monitoreo de flora y fauna de la Bahía Marina de Paracas, y el Monitoreo de flora y fauna (terrestre y acuática) en Guacamayo y Campo Villano (Reserva Ecolófica Antisana) en la República de Perú llevados adelante por Pluspetrol Perú Corporation.
Como decíamos al comienzo de este artículo, las empresas petroleras tienen la oportunidad y la capacidad únicas de intervenir positivamente en la conservación de la naturaleza y así de fortalecer su relación con las autoridades provinciales y municipales, y con las comunidades locales.

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Energía integra un equipo para analizar las concesiones hidroeléctricas

En vista de los próximos vencimientos de los contratos de concesión de diversos aprovechamientos hidroeléctricos, mediante la Resolución 130/2022 la Secretaría de Energía de la Nación aprobó la conformación del “Equipo de Trabajo de Aprovechamientos Hidroeléctricos Concesionados” (ETAHC).

Se integrará con representantes de la Secretaría de Energía, de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrica S.A. (CAMMESA), del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y de la empresa estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA).

El ETAHC, se informó, tendrá a su cargo el relevamiento integral de veintidós concesiones de aprovechamientos hidroeléctricos en ocho provincias, con una potencia instalada de 5,8 GW en su conjunto.

Entre las misiones que tiene asignadas, el Equipo deberá elaborar un informe detallando el estado de situación de cada concesión en sus aspectos técnicos, económicos, jurídicos y ambientales, en vista de los próximos vencimientos de sus respectivos contratos.

En primera instancia, el ETAHC deberá informar respecto de las concesiones con vencimiento en el año 2023, y luego procederá al análisis de las concesiones restantes.

Históricamente, Argentina ha sido un país pionero en materia de hidroelectricidad, una fuente de energía eléctrica renovable, segura y limpia, que contribuye a la diversificación de la matriz energética y al cuidado del medio ambiente.

En su conjunto, los aprovechamientos hidroeléctricos nacionales y binacionales, junto a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH), aportan aproximadamente el 20 % de la generación total en el ámbito del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), con una potencia instalada superior a los 10,8 GW, que otorgan confiabilidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), describió la Secretaría.

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En la Argentina Oil & Gas se analizará la industria energética en la crisis mundial

La industria de los hidrocarburos en el país, integrada por las compañías petroleras productoras, refinadoras, comercializadoras, las transportadoras y distribuidoras, las empresas proveedoras de materiales y equipos, como así también los especialistas y técnicos del sector, se darán cita en la Argentina Oil & Gas Expo, la Exposición Internacional del Petróleo y el Gas, del 20 al 23 de marzo en La Rural Predio Ferial.

Con el 100 % de la superficie comercializada, el evento organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas reunirá a los principales tomadores de decisión de la industria.

El presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, destacó la importancia de ésta Exposición, luego del obligado receso por la Pandemia desde el 2020, que también será ámbito para el análisis de la situación de esta industria a nivel local, regional y mundial en la actual (y complicada) coyuntura internacional.

En este sentido destacó la oportunidad de la realización del ciclo de conferencias con los CEOs  referentes de las empresas protagonistas de la industria de los hidrocarburos, quienes expondrán sobre su know how y su experiencia.

Los encuentros tendrán lugar en el Auditorio del Pabellón Rojo desde el lunes 21 al miércoles 23 de marzo de 17 a 19 hs.

El lunes 21 de marzo serán expositores los representantes de Tenaris,  Tecpetrol, Pecom,  Galileo Technologies, e YPF.

El martes 22 de marzo expondrán Wintershall DEA,  Pampa Energía,  Raízen,
Shell,  TotalEnergies y Pan American Energy.

El miércoles 23 de marzo lo harán los responsables del Clúster de Energía Mar del Plata, el  Clúster Industrial de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba, de TGS, de TGN, de la Compañía MEGA y de Pluspetrol y de GyP Neuquén.

Disertarán Javier Martínez Álvarez (Presidente para Cono Sur Tenaris), Javier Gremes Cordero (CEO PECOM), Sergio Affronti (CEO de YPF), Ricardo Markous (CEO Tecpetrol), Osvaldo del Campo (Global CEO & CTO Galileo Technologies).

También, Manfred Böckmann (Director General Wintershall Dea Argentina), Teófilo Lacroze (CEO Raízen Argentina), Javier Rielo (Totalenergies), Horacio Turri (

Director Ejecutivo de Exploración y Produccíon Pampa Energia), Sean Rooney (Presidente

Shell Argentina), Marcos Bulgheroni (Group CEO Pan American Energy).

Además disertarán Marcelo Guiscardo (Clúster de Energía Mar del Plata), Oscar Sardi (CEO Transportadora de Gas del Sur), Andrés Scarone (Gerente General Compañía Mega), Alberto Saggese (Presidente Gas y Petróleo del Neuquén), Karina Corradi (Clúster Industrial de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba), Daniel Ridelener (Transportadora de Gas del Norte), Germán Macchi (Country Manager Pluspetrol Argentina).

Los visitantes a la Exposición podrán ser parte del análisis del futuro del mercado, formar parte de un ámbito de debate con profesionales de la industria, conocer las tendencias a futuro del sector, y generar nuevos contactos y oportunidades de negocio.

Dentro de las novedades, se podrán encontrar tecnologías relacionadas con la exploración, la producción, distribución, transporte, refinación, elaboración y comercialización; además de compañías de servicios especiales y proveedores de materiales y equipos, entre otros.

Además del Encuentro con los CEOs se desarrollarán Jornadas sobre gas natural y desarrollo no convencional en las que se plantearán dos grandes ejes: “Estado actual y perspectivas del gas natural en la Argentina” y “Del piloto a la masificación en el no convencional en la Argentina”.

También habrá Conferencias de los expositores, donde las empresas participantes realizan presentaciones técnicas y comerciales, como lanzamiento de productos y demostraciones prácticas de equipos.

Asimismo, habrá Ronda de Negocios Internacional del Sector Petróleo y Gas, una herramienta estratégica que conecta a potenciales compradores extranjeros con productores argentinos de la industria del petróleo y del gas en condiciones de exportar.

Enfocados en las nuevas generaciones en la Exposición se desarrollarán JOG (Jovenes Profesionales Oil&Gas), con charlas que conectan a los más prestigiosos referentes del petróleo y gas con estudiantes con el fin de relacionarlos con la energía que mueve al mundo.

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Guzmán se reunió en Houston con directivos de empresas y funcionarios de Energía

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo reuniones bilaterales con directivos de empresas energéticas con inversiones en la Argentina, con quienes dialogó sobre sus carteras de inversión y sobre la situación energética a nivel global.

Ello, en el marco de su viaje a la ciudad estadounidense de Houston para participar del CERA Week 2022.

El Ministro mantuvo un encuentro con el Presidente de Argentina y Cono Sur de la energética francesa Total, Javier Rielo; y con el vicepresidente estratégico de Investigación y Desarrollo, Exploración y Producción, David Mendelson. En la reunión, describió un comunicado oficial, se analizó la cartera de inversiones en el país y se dialogó sobre las oportunidades que ofrece la Argentina.

Asimismo, el Ministro se reunió con la Presidenta de Shell, Gretchen Watkins, en un encuentro del cual también participaron el Presidente de la compañía en la Argentina, Sean Rooney; la Vicepresidenta de Finanzas para Exploración, Desarrollo y Shales, Katie Cottingim y la Business Advisor, Katy Conrad.

“Tuvimos encuentros con algunas de las empresas energéticas de mayor envergadura del mundo, que demostraron un fuerte interés en la Argentina”, afirmó Guzmán, al tiempo que precisó que se dialogó sobre una agenda de trabajo “muy productiva para construir condiciones que den lugar a aumentos de los niveles de inversión y de producción, en un sector que es estratégico para la estabilidad y para el crecimiento del país”.

Más tarde, el Ministro expuso en el panel ministerial del CERA Week sobre “Acceso a la energía, transformación energética: Estrategias latinoamericanas”, y luego se reunió con representantes de la compañía estadounidense Chevron, con quienes evaluó la situación energética mundial en el marco del conflicto entre Rusia y Ucrania.

De este encuentro participaron Clay Neff Presidente de Africa, América Latina y Medio Oriente; Eric Dunning, Director Ejecutivo para América Latina y Presidente de la compañía en Argentina; y Dante Ramos Gerente de Asunto Corporativos para América Latina incluida Argentina.

Asimismo, el secretario de Energía, Darío Martínez, participó de un encuentro con Gustavo Baquero, Senior VP desarrollo Comercial Internacional de la empresa de energía noruega Equinor.

El ministro Guzmán también se reunió con el subsecretario del departamento de Energía de los Estados Unidos, Andrew Light, con quien discutieron la situación energética global y las implicancias de la situación geopolítica en las perspectivas del sector del gas.

Además, dialogaron sobre la iniciativa global de emisiones cero, que la Argentina ha firmado junto a otros países del mundo hace unas pocas semanas, buscando transitar un camino en el cual existan estructuras energéticas más sustentables.

“Argentina tiene muy fuertes oportunidades de contribuir a ello, tanto desde la energía renovable, en las que tenemos ventajas competitivas, desde el punto de vista de la dotación de recursos (eólica y solar), y también con la producción de gas, en particular de gas licuado que hoy la Argentina no produce, y en lo cual se presentan grandes oportunidades”, explicó Guzmán.

El Ministro hizo hincapié en que “en este contexto de crisis energética se proyecta un crecimiento de la demanda mundial del gas natural licuado”, y señaló que “de hecho, en la iniciativa mundial para las emisiones cero se proyecta que en el año 2030 la demanda de gas natural licuado va a ser mayor al día de hoy.

El titular de Economía también participó en un almuerzo en el que la oradora principal fue la secretaria de Energía de los Estados Unidos, Jennifer M. Granholm. Guzmán compartió mesa con Diego Mesa Puyo, ministro de Energía y Minería de Colombia; Sergio Affronti, CEO y Director de YPF; Steven Kobos, Presidente y CEO de Excelerate Energy; Brandon Spencer, Presidente de ABB Energy Industries; y Joe Blommaert Presidente de ExxonMobil Low Carbon Solutions.

Forman parte de la comitiva que acompaña al Ministro, el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio; el ministro de Economía de Santa Cruz, Ignacio Perincioli; su par de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro; y la secretaria de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Maia Colodenco.

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Kulfas destacó inversión de US$ 1.100 millones anunciada por Livent para producir más litio en Catamarca

 El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y el vicegobernador de Catamarca, Rubén Dusso, recorrieron junto a los directivos de la empresa Livent las instalaciones de la minera en Antofagasta de la Sierra, tras el anuncio de inversión de 1.100 millones de dólares destinada a la tercera etapa de expansión en el Salar del Hombre Muerto para la producción de litio de manera sustentable con el medio ambiente. 

Con esta inversión, se indicó, la empresa proyecta alcanzar a fines de 2025 una capacidad total anual de producción de 60.000 toneladas métricas de carbonato de litio y 9.000 toneladas métricas de cloruro de litio.

A mediados del año pasado, Livent anunció la puesta en marcha de sus obras de expansión en el Proyecto Fénix, incrementando la producción de litio en el país. Esta expansión contribuirá con un total de 20.000 toneladas métricas adicionales de carbonato de litio en Argentina, destacó un comunicado del Ministerio.

“Livent es una empresa que está en Argentina hace muchos años, este es el primer proyecto de litio que tiene el país. Ahora van a triplicar la cantidad de toneladas de litio productivo hacia el año 2025”, señaló el ministro Kulfas.

“Esto muestra que la industria del litio en Argentina es muy importante, que la promesa que tiene en materia de capacidad productiva, de tecnología, de la calidad del mineral está ratificada plenamente. El compromiso de Livent de multiplicar esas inversiones y los anuncios de otras empresas, muestran que nuestro país se va a posicionar como uno de los grandes productores mundiales de litio”, agregó.

Kulfas destacó el compromiso de la compañía minera con el desarrollo sostenible: “Nos compartieron los planes en materia de desarrollo comunitario, de cuidado del ambiente. Ratificamos nuestra voluntad como Estado Nacional, trabajando con las provincias, de fortalecer esta minería inclusiva y sustentable. La minería tiene que ser realizada cuidando el ambiente y creando empleo en las comunidades, impulsando el desarrollo de proveedores”.  

Lo acompañaron la secretaria de Minería, Fernanda Ávila; el ministro de Minería de Catamarca, Marcelo Murúa; el ministro de Industria de esa provincia, Lisandro Álvarez; el  intendente de Antofagasta de la Sierra, Julio Taritolay; y directivos de la empresa Tesla, fabricante de vehículos eléctricos, y productos de generación y almacenamiento de energía, limpia y escalable.    

“El anuncio de Livent de la ampliación de su capacidad de producción de Litio significa más inversión y consolida el rol central de nuestro país en la transición hacia energías limpias”, destacó la Secretaria de Minería de la Nación.

Por su parte, el vicegobernador Dusso, expresó: “la minería de litio es uno de los ejes centrales del crecimiento de la provincia. Nuestro trabajo es aprovechar nuestros recursos naturales con una visión de sustentabilidad y cuidado, para seguir reconvirtiendo nuestra matriz productiva y energética, que es clave para todos”.

Teniendo en consideración la importancia de la extracción de litio responsable y sustentable, esta expansión implementa tecnologías que reducen significativamente la intensidad del uso del agua en las operaciones actuales y en las futuras.

Sobre este tema, Paul Graves, CEO de Livent, destacó que la compañía inició una evaluación de sus actividades a cargo de la Iniciativa para la Minería Responsable (IRMA). “Estos procesos de certificación son un reflejo de nuestro compromiso tanto con nuestras comunidades, como con nuestros empleados y la industria minera”.

La industria del litio es una gran oportunidad para el desarrollo de energías renovables y la movilidad sustentable en el mundo. Argentina es la tercera productora de litio y la tercera reserva del mundo. Junto con Bolivia y Chile integra el “triángulo del litio”. Se trata de una región que posee salares con niveles de concentración que hacen que su explotación sea sumamente rentable en relación con otros depósitos.

Según datos de la Secretaría de Minería del Ministerio de Desarrollo Productivo, hoy en la Argentina hay 2 minas de litio en operación, 6 en construcción y 28 proyectos avanzados. En total la Argentina posee recursos litíferos por 93 millones de toneladas, pero una vez desarrollados también los proyectos que actualmente se encuentran en investigación se estima que se pueden llegar a extraer 350.000 toneladas anuales.

Desde hace más de 25 años, Livent opera en el país siendo una de las fuentes más puras del litio en la región y cuenta con un sistema propio de alta tecnología que permite realizar un proceso que deriva en Carbonato y Cloruro de litio con más de un 99 % de pureza.

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Acuerdo salarial entre gremios petroleros y las cámaras empresarias

Los diversos sindicatos que nuclean a los trabajadores petroleros del país acordaron con las cámaras empresarias del sector una recomposición salarial que permitió cerrar el 2021. Ello, con un aumento (adicional al 35% ya pagado) de otro 20 por ciento, sumando al 10 % ya previsto para marzo,  otro 10 %  que se adelantó, de mayo también a marzo.

También se acordó el próximo inicio de la discusión paritaria 2022 , y asegurar un monto para los Trabajadores de Base.

Esto se concretó en la sede el Ministerio de Trabajo de la Nación entre los  diferentes Gremios de todo el país y las cámaras empresarias en el marco de la Conciliación Obligatoria que había determinado la cartera laboral.

Quienes cumplen jornadas laborales de ocho horas tendrán un ingreso mínimo garantizado de $ 145 mil, más el porcentaje acordado,  explicó el dirigente Jorge Avila .

El acta respectiva se firmó ante la presencia del Ministro Claudio Moroni; el Presidente de YPF, Pablo González y representantes de las cámaras empresariales CEPH y CEOPE.

La Paritaria se adelantará de marzo a marzo de cada año, acordándose además un monto fijo para los Petroleros que desempeñan funciones en las Bases de las compañías durante ocho horas, y la correspondiente vianda.

Ávila destacó el cierre de la paritaria 2021 y refirió que a partir del 5 de abril se empieza a discutir la nueva paritaria 2022-2023.

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Guzmán en el CERA Week en Houston. Se reunirá con funcionarios de Energía de EE.UU.

El ministro de Economía, Martín Guzmán, viajará a la ciudad de Houston, Estados Unidos, donde participará del CERA Week 2022, el evento anual de energía de prestigio mundial, donde mantendrá encuentros bilaterales con los presidentes y CEOs de algunas de las empresas energéticas con mayor envergadura mundial con inversiones en la Argentina, incluyendo Total, Chevron, Shell y Equinor, entre otras, informó Economía.

Este año este evento es de singular importancia debido a la situación de crisis energética global. Además, Guzmán tiene previsto reunirse con el subsecretario del departamento de Energía de los EE.UU., Andrew Light, y posteriormente, participará de un almuerzo con la secretaria de Energía de ese país, Jennifer Granholm.

Como parte de sus actividades en CERA Week, el ministro de Economía también disertará en el panel sobre “Acceso a la energía, transformación energética: Estrategias latinoamericanas”.

Forman parte de la comitiva que acompaña al titular del Palacio de Hacienda, el secretario de Energía, Darío Martínez; el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio; el ministro de Economía de Santa Cruz, Ignacio Perincioli; su par de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro; la secretaria de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Maia Colodenco, y la subgerenta general de Regulación Financiera del BCRA, Daniela Bossio.

Durante su estadía en Houston, el ministro permanecerá en comunicación con el presidente Alberto Fernández y regresará a la Argentina el viernes por la mañana, se indicó.

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MEGSA-CAMMESA: 15,5 MMm3/día adicionales para segunda mitad de marzo. PPP US$ 2,90

El MEGSA 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 en la segunda mitad de marzo.

Se recibieron 11 ofertas que totalizaron un volumen de 15,5 millones de metros cúbicos diarios, a un precio promedio ponderado de 2,9085 dólares 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.

De las ofertas presentadas, 7 correspondieron a productores de la Cuenca Neuquina, por un volumen de 10,5 MMm3/día con precios desde US$ 2,69 hasta US$ 3,00 el MBTU.

Otras 2 ofertas fueron desde Tierra del Fuego, por 3 MMm3/día, con precios desde 2,77 hasta 2,81 dólares el MBTU.

Desde Santa Cruz llegó 1 oferta para proveer 1MMm3/día, a US$ 2,83 y desde Chubut 1 oferta por 1 millón de metros cúbicos día a un precio de 2,88 dólares el millón de BTU.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 14/03/2022 y el 03/04/2022, se indicó.

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El precio del gas se dispara en Europa

El precio del gas natural para entrega en abril sube este martes cerca del 11 %, hasta 235 euros por megavatio hora (MWh), después de que el gobierno de Rusia advierta de que puede responder a eventuales sanciones a su sector energético cortando el suministro a Europa.

La materia prima ha comenzado la negociación en 285 euros el MWh, muy por encima del cierre de ayer (212 euros), aunque poco después ha moderado el alza y poco después de las 10.00 horas cotizaba en 235 euros, el 10,83 % % más, según los datos de Bloomberg recabados por Efe.

El viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, dijo esta mañana que «las acusaciones infundadas contra Rusia con respecto a la crisis energética de Europa» justifican represalias por parte de Rusia como imponer un embargo sobre el gas que circula por el gasoducto Nord Stream 1, que cruza el Báltico.

Desde la invasión rusa de Ucrania el gas natural se disparó y en los últimos dos días ha marcado varios máximos históricos, a pesar de que en este época del año su precio suele descender, ya que hay menos demanda por la subida de las temperaturas en el hemisferio norte.

El precio de la materia prima ha pasado de 87,5 euros por MWh antes de la invasión a superar los 200 euros en los últimos tres días. En estas fechas del año pasado costaba 17 euros por MWh.

La UE y EEUU, entre otros países, han adoptado duras sanciones contra la economía rusa tras la invasión de Ucrania, aunque por ahora han dejado al margen el sector energético.

Rusia es uno de los grandes productores mundiales de petróleo y el principal suministrador de gas natural de Europa, sobre todo del centro y el este del continente.

Este fin de semana EEUU y la UE dijeron que estaban estudiando algún tipo de fórmula para aplicar un embargo al petróleo ruso.

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Pampa Energía incrementará su producción de gas hasta 11,4 MMm3/día en el invierno

A partir del aumento de la capacidad de producción de sus yacimientos gasíferos en la provincia de Neuquén, Pampa Energía llegará al invierno con un récord de 11,4 millones de metros cúbicos diarios, comunicó la compañía.

Pampa Energía está llevando a cabo una importante serie de inversiones para alcanzar un incremento en su producción de gas, que resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reducir importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y, como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera. 

El yacimiento El Mangrullo, ubicado a 50 kilómetros de Cutral Có y Plaza Huincul, en Neuquén, es uno de los principales activos de la compañía, que permite este salto en producción. Allí se están realizando 20 nuevos pozos y la construcción de la nueva planta de tratamiento de gas, entre otras obras, en las que trabajan más de 800 personas a diario, detalló Pampa. 

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, explicó que “el Plan Gas.Ar, para el que invertiremos más de 800 millones de dólares, ha sido fundamental para el desarrollo y el crecimiento que hemos tenido en los últimos meses. Con las tareas encaradas, este invierno lograremos alcanzar un nuevo récord de producción”. 

Por su parte, Horacio Turri, Director Ejecutivo de Exploración y Producción de la compañía, destacó que “fuimos uno de los dos únicos productores en participar en todas las rondas del Plan Gas.Ar, y ofertamos un volumen de producción adicional para el pico invernal, lo que demuestra nuestro fuerte compromiso”. 

Esta inversión, sumada a los US$ 220 millones que se destinarán para el cierre del ciclo combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, y a la expansión de uno de sus parques eólicos por más de US$ 120 millones, forman parte del ambicioso plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas, se describió.

Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina.  Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y tiene una participación del 8 % de la superficie de Vaca Muerta.

Alcanzará los 11,4 MMm3/día en el invierno

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Preocupa el aumento del Brent en Europa

El petróleo europeo Brent cotiza esta mañana en torno a los 126 dólares en el mercado de futuros de Londres tras haber tocado anoche los 138, un máximo desde 2008, en un momento de pánico debido a los temores sobre el suministro por la guerra en Ucrania.

El precio del barril de Brent para entrega en mayo se situaba en 126,47 dólares justo antes de las 10.00 GMT, un 7 % más que al cierre de la sesión del viernes, un destacado descenso de los 138 que marcó a las 23.02 GMT del domingo.

Desde el 24 de febrero, cuando Rusia inició el conflicto, el crudo del mar del Norte ha escalado más de un 34 % y actualmente se aproxima a sus máximos históricos, por encima de los 146 dólares, alcanzados a principios de julio de 2008.

Esta nueva subida del Brent se produce después de que Estados Unidos dijera este fin de semana que analiza con la Unión Europea (UE) prohibir la importación de petróleo procedente de Rusia, en otro intento por asfixiar la economía rusa en represalia por la guerra en Ucrania.

Por otro lado no hay mucha capacidad dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus socios para aumentar su producción de manera inmediata, aunque sí tendrían potencial para bombear Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos.

Analistas advierten que la subida de los precios, debida en parte a la dependencia de muchos países del petróleo ruso, relegará a un segundo plano de momento «la transición energética» hacia fuentes renovables y, a corto plazo, tendrá que promoverse más, dice, «la energía nuclear, el carbón, el esquisto y el gas».

Rusia representó alrededor del 45 % de las importaciones de gas de la UE en 2021 y casi el 40 % de su consumo total de gas.

La AIE ha propuesto un plan para reducir esta dependencia en los próximos meses, que incluye «recurrir más a los proveedores de gas no rusos; diversificar hacia otras fuentes de energía y acelerar los esfuerzos para proporcionar a los consumidores, las empresas y la industria los medios para utilizar alternativas limpias y eficientes para gas natural«.

El repunte del petróleo a nivel internacional ha tenido efecto en los mercados de valores y «aplastó» en las últimas horas a los mercados asiáticos, cuyos inversores entraron en pánico dado que la mayor parte de Asia es una gran importadora neta de energía, señala Halley.

En Londres, la Bolsa también caía un 1,88 % a las 9.55 GMT, tras perder casi un 2,5 % poco antes.

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Nuevo reglamento para trabajos con alta tensión eléctrica

Mediante la Resolución 11/2022, la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT) aprobó el “Reglamento para la Ejecución de Trabajos con Tensión en Instalaciones Eléctricas Mayores a UN KILOVOLT (1 kV)”.

En el marco de la mesa cuatripartita de la actividad eléctrica que funciona bajo la órbita de los Programas Nacionales de Prevención (ProNaPre), y fruto del trabajo mancomunado y la colaboración entre los distintos actores, es que surge este nuevo reglamento sobre una propuesta elevada por la Asociación Electrotécnica Argentina (AEA).

En esta norma se incluyen nuevos parámetros de trabajo y distancias, las cuales se calculan considerando aspectos no incluidos en la Resolución SRT 592/04, tales como la cantidad de aisladores deteriorados que presente una instalación o la sobretensión de fases.

Asimismo, se modificaron otras situaciones que tienen importancia en el trabajo práctico de los trabajadores, tales como la habilitación para realizar trabajos eléctricos, la capacitación práctica de la tarea y su continuidad en el tiempo, la habilitación del personal, los controles y periodicidad de los ensayos de los elementos de protección y herramental de Trabajos Con Tensión (TcT), y el mayor detalle en la verificación previa de las condiciones de seguridad, entre otros puntos.

Asimismo, indica la obligatoriedad para todos aquellos empleadores que realicen trabajos con tensión de poner el reglamento a disposición de sus respectivas comisiones de higiene y seguridad y la realización de planes de capacitación para la habilitación de las personas trabajadoras que efectúen dichas tareas de riesgo. De acuerdo con el texto de la normativa, la misma entrará en vigencia a partir de los 90 días corridos desde su publicación en el Boletín Oficial.

Desde la publicación de la Resolución SRT 592/04 y a través de la práctica cotidiana y de la caracterización de la siniestralidad de esta actividad se fue acumulando experiencia e información que, junto con los avances producidos en nuestro país y en el exterior, terminó decantando en la necesidad de trabajar por una normativa actualizada que permitiese el mejoramiento progresivo de las condiciones de higiene y seguridad del sector eléctrico.

De la elaboración de la Resolución 11/22, además de la SRT, participaron:

APSEE (Asociación del Personal Superior de Empresas de Energía)Federación Argentina de Trabajadores de Luz y FuerzaSindicato Luz y Fuerza CapitalSindicato Luz y Fuerza RosarioSindicato Regional de Luz y Fuerza de la PatagoniaFECESCOR (Federación de Cooperativas Eléctrica y de Obras y Servicios Públicos Ltda. de la Provincia de Córdoba)ADEERA (Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina)AEA (Asociación Electrotécnica Argentina)EDELAP (Empresa Distribuidora La Plata Sociedad Anónima)EdenorEdesurTransenerUART (Unión de Aseguradoras de Riesgos del Trabajo)

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YPF consolidó su recuperación y prevé invertir US$ 3.700 millones este año

Durante 2021 el EBITDA (ganancias antes de intereses, impuestos y amortización) ajustado de la compañía YPF alcanzó los 3.839 millones de dólares, más que duplicando la rentabilidad de 2020 y un 6 % superior a los niveles prepandemia de 2019.

Un informe de la energética de mayoría accionaria estatal detalló que “el margen sobre ventas fue del 29 %, el más alto de los últimos 5 años”.  YPF obtuvo en el cuarto trimestre una ganancia neta de 24.730 millones de pesos que, sumado a los resultados positivos del tercer trimestre, le permitieron recuperar prácticamente la totalidad de las pérdidas netas acumuladas en el primer semestre del año.

La compañía logró cumplir con la ejecución de su plan de inversiones por 2.700 millones de dólares anunciado a comienzos del año pasado, que resulta un 70 % superior respecto al año anterior y constituye la mayor inversión corporativa del país.  En particular, en el cuarto trimestre la compañía invirtió 908 millones de dólares,  un 30 % superior respecto al trimestre anterior.

“La producción total de hidrocarburos se mantuvo estable por primera vez luego de 5 años de caídas consecutivas.  El trabajo que se realizó durante el año para optimizar la producción permitió cerrar el último trimestre con un incremento de casi 9 % en petróleo y 12 % en gas respecto de igual período en 2020”, destacó.

 La actividad no convencional continuó mostrando excelentes resultados y actualmente representa más de un tercio de la producción consolidada de la compañía. La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento del 62 % en el último trimestre respecto a igual trimestre del año anterior, mientras que la producción de gas no convencional se duplicó en el mismo período.

 Además, en 2021 se completó el mayor número de pozos horizontales desde que comenzó el desarrollo de Vaca Muerta hace 10 años. “Las inversiones, los resultados obtenidos y la eficiencia lograda durante el 2021, le permitieron a YPF mejorar sustancialmente sus reservas que superaron los 1.100 millones de barriles de petróleo equivalentes, la mayor cifra en cinco años y un 24 % superior al año anterior”, señaló el informe.

El índice de reemplazo de reservas se ubicó en 229 %, la marca histórica más alta registrada en los últimos 20 años. Por el lado del Downstream, las ventas domésticas de combustibles consolidaron una recuperación anual mejor a lo esperada.  En el cuatro trimestre del 2021, las ventas fueron superiores en un 7 % aproximadamente respecto a la etapa prepandemia.  Los niveles de procesamiento en las refinerías se recuperaron a lo largo del año, alcanzando una tasa de utilización del 84,7 % en el último trimestre del año.

En materia financiera, el flujo de caja libre fue positivo por séptimo trimestre consecutivo, acumulando 882 millones de dólares en el año, lo que permitió disminuir la deuda neta de la compañía que se ubicó en el nivel más bajo desde 2015 y alcanzó un ratio de endeudamiento neto saludable de 1,6 veces en relación con el EBITDA ajustado.

Para el año 2022, YPF tiene planificado invertir 3.700 millones de dólares, lo que representa un incremento de más del 40 % en comparación al año 2021. El plan de inversiones estará focalizado nuevamente en el Upstream, que concentrará una inversión de 2.800 millones de dólares. Dentro de ese valor, 1.600 millones serán destinados específicamente al desarrollo de la actividad no convencional.

Además, la compañía planifica invertir 700 millones de dólares en el Downstream, principalmente en las obras para readecuar las refinerías a las nuevas especificaciones de combustibles bajando el contenido de azufre y proyectos destinados a la evacuación del crudo de Vaca Muerta.

“Como resultado de este ambicioso plan de inversiones, la compañía estima aumentar la producción anual de hidrocarburos un 8 % en comparación a 2021, lo que significará el mayor crecimiento orgánico de los últimos 25 años”.

Dicho crecimiento se apalanca en gran medida por el fuerte impuso de la producción en Vaca Muerta, que crecerá más del 40 % en el año, destacó YPF.

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Gobierno giró al Congreso documentos acordados con el FMI. Tarifas de luz y gas segmentadas, y subas en base al CVS

El ministerio de Economía comunicó que “el Gobierno Nacional giró al Congreso de la Nación el acuerdo alcanzado con el staff del Fondo Monetario Internacional para refinanciar la deuda récord de aproximadamente US$ 45.000 millones que tomó la administración de Juntos por el Cambio”.

“Se eleva de esta forma al Poder Legislativo un proyecto que incluye como anexos la totalidad de los documentos que conforman el acuerdo, esto es, el Memorándum de Políticas Económicas y Financieras y el Memorándum de Entendimiento Técnico”, señala el comunicado.

El texto del acuerdo, se estima, será tratado en el Parlamento la semana próxima.

“Luego de intensas negociaciones, el Gobierno nacional logró cerrar con el FMI un acuerdo que permitirá al país refinanciar los compromisos asumidos en el fallido programa Stand By de 2018 que presentaba vencimientos concentrados principalmente en los años 2022 y 2023”.

“El nuevo programa busca seguir generando condiciones de estabilidad necesarias para abordar los desafíos estructurales existentes y fortalecer las bases para un crecimiento sostenible e inclusivo”, explicó Economía.

Al respecto, se describió que “el acuerdo alcanzado se basa en lo que se conoce como Servicio Ampliado del FMI (Acuerdo de Facilidades Extendidas; EFF, por sus siglas en inglés) que incluye 10 revisiones que se realizarán de manera trimestral durante dos años y medio”.

El primer desembolso se realizará luego de la aprobación del programa por parte del directorio del FMI. El resto de los desembolsos se hará luego de completarse cada revisión. El período de repago de cada desembolso es de 10 años, con un período de gracia de 4 años y medio, lo que implica comenzar a pagar la deuda a partir de 2026 y hasta 2034.

El comunicado hace especial hincapié en “la gran incertidumbre en los mercados energéticos mundiales y el impacto de la evolución global de los precios de la energía”.

Al respecto ratificó criterios que fueron anticipados pocas horas antes por la Portavoz Presidencial al periodismo. Refiere que “el Gobierno está comprometido en procurar el logro de nuestros objetivos económicos y fiscales más amplios”.

Se revisa entonces la actual política de subsidios estatales a las tarifas de estos servicios públicos, en un contexto que resulta agravado por las fuertes subas de los precios internacionales del petróleo y el gas.

“En el marco de sus objetivos de estrategia energética, está determinado a lograr niveles de tarifas razonables y susceptibles de ser aplicadas con criterios de justicia y equidad distributiva para los servicios públicos de gas y electricidad, conforme a los parámetros objetivos que correspondan en cada caso. Estas revisiones abarcarán tanto a usuarios residenciales como no residenciales”.

“Para los usuarios residenciales se considerará como criterio objetivo el coeficiente de variación salarial (anteriormente denominado CVS), como lo establecía la Ley 27.443, frustrada por el veto total impuesto por la administración anterior”.

Con dicho parámetro, se describió que “el Poder Ejecutivo nacional impulsará, previa audiencia pública convocada a fines de abril de 2022, las medidas que tracen un sendero para el bienio 2022-2023 una nueva propuesta tarifaria con un esquema de segmentación de subsidios que enfoque los esfuerzos del Estado Nacional en aquellos usuarios vulnerables y con menor capacidad de pago”.

La segmentación para el bienio 2022-2023 contempla tres niveles, conforme los parámetros que determine el Poder Ejecutivo nacional en el marco de su competencia según el servicio público de que se trate:

usuarios que dejarán de ser beneficiarios de subsidio al consumo energético en función de su plena capacidad de pago;usuarios beneficiarios de la tarifa social, para quienes el incremento total en su factura para cada año calendario será equivalente al 40% del CVS del año anterior.para el resto de los usuarios el incremento total en la factura para cada año calendario será equivalente al 80% del CVS correspondiente al año anterior. Durante los años 2022 y 2023 no podrán contemplarse otros incrementos por encima de los aumentos previstos, para las categorías de segmentación de usuarios b) y c). Para el año 2022 se incluirán para el cálculo, los incrementos aplicados durante todo el año calendario.

La propuesta para los usuarios no residenciales, contempla el pago de la tarifa plena para los Grandes usuarios de distribuidor (Gudi), y para el resto se procederá con una revisión tarifaria según la propuesta definida en la audiencia pública.

Se desarrollará un plan energético de mediano plazo que incluirá acciones tendientes a: (i) incentivar la inversión privada y pública para aumentar la generación y transmisión de energía, incluyendo la construcción de gasoductos y la expansión de la capacidad de producción de GNL y energía renovable.

(ii) reducir las pérdidas en el segmento de distribución mediante mejoras en los medidores, la facturación, y la cobranza;

(iii) mejorar la eficiencia del consumo energético y la conservación del recurso;

(iv) fortalecer la focalización y la progresividad de los subsidios energéticos;

(v) asegurar que, con el tiempo, las tarifas energéticas de los consumidores finales residenciales  y no residenciales reflejen mejor, y de manera más  predecible, los costos mayoristas del gas y la electricidad.

Economía refirió que “durante los meses de negociaciones se ha logrado llegar a entendimientos con el staff del FMI acerca de la importancia de alcanzar un programa acorde a las necesidades y desafíos de la Argentina y que no implique una inhibición en la recuperación económica”.

En este sentido, el Ministerio agregó, “hay coincidencia en que la inflación es un fenómeno multicausal -siendo uno de los principales desafíos de la política macroeconómica- que debe ser abordado desde un enfoque integral. La condición necesaria para consolidar la desinflación es mantener un proceso de acumulación de reservas que le otorgará al Estado mayor autonomía en la ejecución de políticas públicas”.

La cartera a cargo de Martín Guzmán señaló que “el programa refuerza el compromiso de estabilidad cambiaria, descartando movimientos bruscos y estableciendo que la administración cambiaria buscará asegurar la compatibilidad a mediano plazo del tipo de cambio real con el objetivo de acumulación de reservas”.

Al mismo tiempo, se indicó, “se avanzará en una consolidación fiscal progresiva que reduzca el déficit fiscal, en el marco de la recuperación de la actividad económica y una reducción gradual del financiamiento monetario del mismo, así como también de un marco de implementación de la política monetaria que redunde en tasas de interés reales positivas para fortalecer la demanda de activos en pesos”.

También se consignó que “este proceso será acompañado por políticas de precios e ingresos que contribuirán a anclar expectativas en pos de una desinflación gradual junto a una continuidad de la recuperación de los ingresos reales”.

Asimismo, se indicó que “se apunta a una reducción gradual del déficit fiscal, consistente con un crecimiento moderado del gasto en términos reales con el objetivo de apuntalar la recuperación económica en curso, al tiempo que se fortalecen el crédito y la moneda nacional”,

 “Hemos desarrollado una estrategia de consolidación fiscal plurianual con el objetivo de lograr un déficit primario del 2,5 % del PIB en 2022, cayendo al 1,9 % del PIB en 2023 y al 0,9 % del PIB para el 2024”, define uno de los Memorándum.

Economía consideró que “este sendero hace posible un paquete equilibrado de medidas de gastos e ingresos para sostener una política expansiva que permita aumentar la inversión en infraestructura, ciencia y tecnología, promover la generación de empleo, seguir impulsando la actividad económica y fortalecer la asistencia social”.

Esta última estará enfocada en “abordar la pobreza infantil y reorientando el apoyo para promover la inclusión en el mercado laboral, particularmente de las mujeres y las personas con menor calificación laboral”.

En relación a las jubilaciones, el acuerdo con el FMI no prevé ninguna reforma previsional, por el contrario, se prevé continuar con la mejora de los haberes mediante la aplicación de la fórmula de movilidad jubilatoria establecida en la Ley 27.609. Dicha fórmula permite que las prestaciones crezcan a partir de los incrementos de la recaudación nacional y de los salarios de la economía.

“También hay entendimiento en la importancia de impulsar políticas de crecimiento y resiliencia para abordar los cuellos de botella de largo plazo y sentar las bases de un crecimiento más sostenible e inclusivo”, se indicó.

Estas políticas tratarán de potenciar el crecimiento y la diversificación de las exportaciones; la inversión y la productividad; el desarrollo económico local y regional; el empleo formal y la inclusión laboral que incluya perspectiva de género; mejoras en la eficiencia y la sostenibilidad del sector energético; las políticas de mitigación y adaptación ambientales y; el desarrollo más amplio de los mercados de capitales.

El proyecto ingresará al Congreso de la Nación en los términos de la ley 27.612 de Fortalecimiento de la Sostenibilidad de la Deuda Pública -impulsada por el Gobierno Nacional- que establece que, entre otras, que todo programa realizado con el FMI requerirá de una Ley del Honorable Congreso de la Nación que lo apruebe expresamente.

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Apoyo sindical de petroleros de Chubut a la explotación offshore

El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, que tiene como Secretario General a  Jorge “Loma” Ávila, manifestó en un comunicado su “fuerte apoyo a la iniciativa de búsqueda de recursos naturales en el mar argentino”.

“Lo hacemos defendiendo la inversión, la Producción y los puestos de trabajo que esto implica, con la posibilidad de generar ingresos genuinos al país que inyecten un gran incentivo a las economías regional y nacional”, señaló un comunicado de la entidad sindical.

“La Explotación Offshore generaría decena de miles de puestos de trabajo privados formales directos. “Además, se calcula que por cada puesto de trabajo que se genera en nuestra industria, se crean 5 puestos indirectos, beneficiando a las empresas prestadoras de servicios y otras industrias”, se sostiene.

“El 90% del petróleo y el gas que se produce en el país se consume en el país. Nuevos yacimientos y más inversión le permitirán a la Argentina paliar su déficit energético, aliviando las cuentas externas, ayudando a equilibrar la balanza comercial, financiera y cambiaria de la argentina. El mismo efecto tendrán también el aumento de la producción destinada a la exportación”, se puntualizó.

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WintershallDea cancela la financiación de Nord Stream 2

El Consejo Administrativo de WintershallDea ha decidido no seguir adelante ni realizar ningún proyecto adicional de producción de gas y petróleo en Rusia y cancelar la financiación de Nord Stream 2 por un importe cercano a 1.000 millones de euros.

En una declaración personal realizada el día de ayer, el presidente de la junta directiva de Wintershall Dea, Mario Mehren, ya había subrayado que la guerra de agresión del presidente ruso contra Ucrania ha sacudido los cimientos de las actividades de la compañía en lo más profundo. El brutal ataque está causando un sufrimiento inconcebible y marca un punto de inflexión.

En consecuencia, el Consejo de Administración de Wintershall Dea AG ha decidido hoy:

• No llevar a cabo más proyectos de producción de gas y petróleo en Rusia y detener toda planificación de nuevos proyectos.

• En principio, suspender los pagos a Rusia con efecto inmediato.

• Cancelar la financiación de Nord Stream 2.

Wintershall Dea sigue participando en la empresa GASCADE Gastransport GmbH. GASCADE opera una red de gasoductos en Alemania de unos 3.200 kilómetros de longitud y es relevante como infraestructura crítica para el transporte de gas dentro de Alemania y Europa.

Wintershall Dea sigue participando en los proyectos existentes de producción de gas natural Yuzhno Russkoye, Achimgaz y Achim Development en Siberia. Los proyectos de producción suministran gas natural y abastecen con energía a Europa.

Wintershall Dea está en contacto con el Gobierno Federal alemán y la Comisión de la Unión Europea.

Con motivo de la guerra de Rusia contra Ucrania, la Junta Directiva de Wintershall Dea AG, los Comités Centrales de Empresa y el Comité Ejecutivo Representativo han publicado el día de hoy una declaración conjunta (inglés).

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El Presidente definió criterios de política tarifaria para los servicios públicos

 

El presidente de la Nación, Alberto Fernández, afirmó en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso Nacional que  “en Argentina se acabaron los tarifazos”, en alusión a los servicios públicos de suministro de electricidad y gas.

“Vamos a segmentar los subsidios para lograr niveles de tarifas razonables, con justicia y equidad distributiva para los servicios públicos de gas y electricidad. Por eso, en principio, apuntamos a que el 10 por ciento (de usuarios) de mayor capacidad económica deje de ser beneficiario de subsidios”, confirmando así trascendidos de los últimos días sobre esta cuestión.

“Para el resto de los usuarios, señaló, nuestra política se inspirará en la Ley 27.443 (de Emergencia Tarifaria para el agua, gas y electricidad) votada en este Congreso de Nación en el año 2018 y vetada por el entonces presidente Mauricio Macri”.

“Esa normativa establecía que las tarifas solo podrían incrementarse teniendo como tope el Coeficiente de Variación Salarial. Lo que nosotros haremos será utilizar ese mismo indicador, pero estableciendo que la evolución de las tarifas estará claramente por debajo de la evolución de los salarios. Así, alineamos el tema de las tarifas con una política clara para recomponer los ingresos en términos reales”, describió el Presidente.  

Alberto Fernández agregó que “el Estado está construyendo capacidad para hacer de modo justo y razonable esta segmentación. Si alguna persona considerara injusto dejar de percibir un subsidio que a su criterio le corresponde, siempre podrá hacer su reclamo para que su derecho le sea reconocido en tiempo oportuno”.

Esto implicaría que los recientes anuncios acerca de actualizaciones tarifarias para el gas y la electricidad por redes no sean los únicos para todo el año. Ello, en procura de una reducción, o al menos una contención, del volumen de subsidios estatales en este rubro en un contexto internacional de fuerte suba de precios del gas (en particular del GNL), que el país necesita importar desde mayo a setiembre.

En su discurso, el Presidente destacó la mayor producción local de hidrocarburos, he hizo hincapié en Vaca Muerta y en el Plan Gas activado por el gobierno. Asimismo, puntualizó que se construirá el gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner  “de más de 1.000 kilómetros de extensión y un costo de 2.000 millones de dólares”.

También destacó que YPF, de mayoría accionaria estatal, incrementará sus inversiones en este año, en un contexto de transición energética que comprende inversiones para desarrollar la producción de hidrógeno verde, de litio, y de la electromovilidad.

Entre los proyectos que el gobierno impulsará este año en materia energética Fernández citó el de una Ley para el Desarrollo Hidrocarburífero (presentada hace varios meses por la Secretaría de Energía), y el referido a una Ley del Hidrógeno.

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Yacyretá: Febrero/22 con el menor caudal histórico para el mes. Persistirá la escasez de lluvias

.- El caudal promedio del río Paraná a la altura de Yacyretá para el mes de febrero 2022 fue de 6.600 metros cúbicos por segundo, y considerando la serie 1901-2021, este valor de caudal es el más bajo y representa el 39 % del caudal promedio para el mismo mes (16.838 m3/s).  En segundo lugar se ubica el año 1915 (8.400 m3/s).

La tendencia de valores de caudales registrados está asociada a la persistente escasez de precipitaciones ocurridas en la cuenca del río Paraná aportante a Yacyretá (del orden del millón de kilómetros cuadrados), donde se observaron anomalías negativas, puntualizó la Entidad Binacional EBY.

Para el mes de enero 2022 el caudal promedio fue de 6.600 m3/s, y considerando la serie 1901-2021, este valor de caudal es prácticamente igual al más bajo de la serie, verificado en el año 1928 (6.583 m3/s) y representa el 44 % del caudal promedio para el mismo mes (15.151 m3/s).

En cuanto a la información brindada por los centros especializados del clima, desde los primeros días de diciembre 2021 hasta la fecha, la precipitación acumulada en la cuenca del río Paraná se encuentra, en la mayor parte del tiempo, por debajo de la normal.

De acuerdo con la información brindada por los centros de monitoreo de sequía de la República Federativa de Brasil, República Argentina y República del Paraguay, la situación entre los meses de noviembre/diciembre 2021 fue la siguiente:

. BRASIL: en las regiones Sur (cuenca río Iguazú) y Sudeste (cuencas ríos Grande, Paranaíba, Paranapanema, Paraná y Tieté) se registraron zonas de sequía extrema/severa/moderada.

. ARGENTINA: se registraron zonas de sequía moderadas a severas, con patrones de anormalidad, tanto en el noreste de la Provincia de Corrientes como en la Provincia de Misiones.

. PARAGUAY: Los patrones verificados son consistentes con los informados para ARGENTINA.

En términos de caudales, a la altura del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá, en 2021 el caudal afluente medio anual fue 8.500 m3/s, siendo este valor el tercero más bajo de la serie 1901-2020, después de los años 1944 (7.400 m3/s) y 1934 (7.900 m3/s).

ESCENARIO CLIMATICO ESTACIONAL

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN-AR) prevé para el trimestre marzo-abril-mayo 2022, mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá.

De acuerdo con la previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (Brasil), mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal en la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero.

El pronóstico de precipitación en la cuenca del río Paraná para los próximos trimestres indica:

. Trimestre marzo- abril-mayo 2022:  En la mayor parte de la cuenca se prevé mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal, (40 a 60%).

. Trimestre abril-mayo-junio 2022: al igual que el trimestre anterior, en la mayor parte de la cuenca se prevé mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal, (40 a 50%).

. Trimestre mayo-junio-julio 2022:  En la mayor parte de la cuenca alta se prevé probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal (40%).  En la cuenca inferior no se tiene señal climática clara por lo que se prevé igual probabilidad de ocurrencia de precipitación normal, superior o inferior a la normal.

ESTADO DE EMBALSES AGUAS ARRIBA DE YACYRETA

El sistema de embalses emplazados en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado actual en el orden del 58 %, habiendo evolucionado positivamente durante los últimos 3 meses, prácticamente duplicando el volumen existente hacia finales del mes de octubre 2021 (situación más crítica verificada).

Este comportamiento es el típico de todos los años, correspondiente al período denominado “húmedo”, que permite la recarga del sistema del sistema de embalses hasta el mes de mayo, para luego descargarlo en los meses subsiguientes, correspondientes al “período seco”.

“La evolución de la situación será monitoreada e informada conforme a los procedimientos y medios vigentes, a los efectos de la toma de conocimiento de la población en general” indicó el informe técnico de la EBY.

Respecto a la “ventana de navegación marzo 2022”, (aguas abajo de Yacyretá) se planteó que “hasta nuevo aviso queda suspendida la operación, se informará en la medida que se viabilice”.

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El ENRE fijó la tarifa de transición para el 2022

En el marco de la negociación del Régimen de Transición, el Ente Regulador aplicó el aumento promedio del 17% del Precio Estabilizado de la Energía determinado por la Secretaria de Energía, la adecuación del 41% en promedio para el segmento de Transporte y del 4% para las distribuidoras. En este sentido, la adecuación tarifaria para el 2022 tendrá un impacto, en las Personas Usuarias del AMBA, del 22% promedio.

Como conclusión de la Audiencia Pública celebrada los días 17 y 18 de febrero, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad aplicó lo determinado por la Secretaria de Energía de la Nación, entorno a los valores definidos para el Precio Estacional de la Energía aprobado mediante la Resolución N° 105/2022 de la Secretaria de Energía de la Nación.

Asimismo, luego de analizar la postura de las empresas concesionarias de transporte y distribución de energía eléctrica y con el objetivo de brindar una adecuada solución de coyuntura atendido la demanda de las personas usuarias, expuestas en la Audiencia Pública. Mediante las Resoluciones ENRE N° 66, 67, 68, 69, 70, 71, 72, 74, 75 y 76/2022 y bajo la premisa de sostener “la necesaria prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad, en condiciones de seguridad y garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios públicos esenciales”, según lo dispuesto por el Decreto N° 1020/2020.

El Ente otorgo un incremento para el corriente año del 4% de la tarifa promedio de las personas usuarias de EDENOR y EDESUR, y del 41% promedio para las empresas Transportistas, que regirán a partir del 1o de marzo del corriente.

Por otra parte, el Ente Nacional Regulador emitió las Resoluciones ENRE 64 y 65/2022 en las cuales reglamento la calidad de servicio que las transportistas y distribuidoras de energía eléctrica deberán aplicar para el periodo marzo 2022 a febrero 2023.

Desde el Ente Nacional Regulador de la Electricidad continuamos trabajando con el objetivo de propender a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos, mediante la aplicación de una política tarifaria que preserve la recuperación de la economía de las familias y acompañe la recuperación de la actividad económica y productiva.

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Bajó 20% el precio del gas a Europa

El precio del gas natural TTF para entrega en marzo en el mercado holandés retrocedió ayer 20,09% y bajó hasta 91,5 euros por megavatio hora (MWh), a pesar de la incertidumbre generada por el conflicto Ucrania-Rusia
La baja fue provocada por el envío de gas por parte de Rusia.

El precio del gas estuvo por debajo del precio del cierre de ayer, que se situó en 114,5 euros MWh, y ha oscilado entre un máximo de 113 euros MWh al principio de la sesión y un mínimo de 90,3 euros MWh de esta tarde, según los datos de Bloomberg consultados por Efe.

La materia prima bajó desde el comienzo de la negociación respecto al cierre de ayer hasta los 102 euros alrededor de las 10.30 horas GMT, pero luego había repuntado con las noticias que confirmaban que los soldados rusos habían entrado en Kiev, la capital ucraniana, para posteriormente volver a bajar y perder la cota de los 100 euros a las 14 horas GMT.

Rusia es el mayor exportador de gas natural de Europa y con el inicio del ataque militar ruso en Ucrania su precio se disparó un 30 % y cerró en 114,5 euros por MWh, aunque durante la sesión llegó a superar los 143 euros.

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Retrocedió el precio del barril de crudo

Los precios para los contratos de futuros del petróleo y del gas natural retroceden hoy después del alza del día anterior por el conflicto entre Rusia y Ucrania.
El barril de Brent, de referencia para Europa, bajó a US$ 99,86 viernes, frente a los US$ 105,57 mientras el barril West Texas Intermediate, (EE.UU) se ubicó en US$ 92,85 tras haber alcanzado el jueves los 100,34.

Los futuros de gas natural, que se negocian en la plataforma neerlandesa TTF y son de referencia para el conjunto de Europa, cayeron 20%, tras la espiral alcista de los últimos días.

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El ENARGAS oficializó nuevas tarifas con subas de 15% a Pymes y de 20 % a Residenciales

 

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó y oficializó los nuevos cuadros tarifarios para el transporte y la distribución de gas natural por redes, que entrarán en vigencia a partir del 1 de marzo próximo, “conforme la adecuación tarifaria prevista en los Regímenes Tarifarios de Transición (RTT) de las Licenciatarias” transportistas y distribuidoras. Esto, indicó, “se enmarca en el proceso de renegociación de la Revisión Tarifaria Integral dispuesto por el Decreto 1020/20”.

A través de las Resoluciones ENARGAS 59/22; 60/22; 62/22; 63/22; 64/22; 65/22; 66/22; 67/22; 68/22; 69/22; y 70/22 publicadas en el Boletín Oficial, la Autoridad Regulatoria aprobó cuadros tarifarios de transición “cuyos impactos en factura promedian el 20 % para usuarias y usuarios residenciales del servicio de gas por redes a nivel nacional, en tanto que para los usuarios del servicio general P (PyMEs y comercios) la adecuación ronda -también en promedio- el 15 %. En suma, la actualización promedio entre estas dos categorías se ubicará en torno al 17 %”, describió el Ente.

Al respecto, indicó que “se estima que la participación de la factura promedio de gas sea del 4,05 % sobre el Salario Mínimo Vital y Móvil (SMVM) proyectado para 2022. Esto significa unos 6 puntos porcentuales menos que la máxima histórica registrada en abril de 2019, cuando el peso de la factura promedio de gas implicaba un 10,6 % sobre el SMVM. De esta forma, la incidencia para 2022 se ubica incluso por debajo de la de octubre de 2016 (4,2%)”.

Asimismo, el ENARGAS puntualizó que “gracias a la Ley de Ampliación del Régimen de Zona Fría (27.637/21), aprobada el año pasado, un 35 % de los usuarios residenciales (3,1 millones de usuarios o más de 10 millones de personas) registrarán este año un descuento del 28 % en la factura de 2022. Este descuento lo recibirán incluso sobre esta actualización del 20 %”.

El Organismo Regulador destacó que “las Tarifas de Transición, enmarcadas en las adecuaciones transitorias previstas en el Decreto 1020/20, deben cubrir los gastos en operación y mantenimiento, así como las inversiones por las Licenciatarias en seguridad y confiabilidad del servicio por parte de las prestadoras durante el año 2022”.

El Ente reiteró en un comunicado que “esta adecuación tarifaria de transición que resulta de la aplicación de los Regímenes Transitorios es parte del proceso de renegociación en el que se persigue arribar a tarifas justas y razonables, accesibles y asequibles, en los términos antes indicados, considerando lo dispuesto por el marco regulatorio”.

En relación a ello, la Intervención del ENARGAS, recibió a través del Decreto 278/20, el mandato de realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evaluara los aspectos regulados por la Ley 27.541  (de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública) en materia energética, que derivó en el dictado del Decreto 1020/20.

Por dicho decreto se determinó el inicio de la renegociación hoy en curso, mediante el cual “el Poder Ejecutivo Nacional explicitó que las tarifas provenientes de las (últimas) revisiones tarifarias integrales de ambos servicios públicos no han sido justas, razonables ni asequibles en los términos de lo establecido por la Ley 24.076” (Marco Regulatorio del Gas).

El ENARGAS dispuso que los Cuadros Tarifarios y el Cuadro de Tasas y Cargos por Servicios Adicionales que forman parte de las nuevas Resoluciones deberán ser publicados por las Licenciatarias en un diario gráfico y/o digital de gran circulación de su área licenciada, día por medio durante por lo menos tres días, como así también en cada punto de atención de la Prestadora y de las Subdistribuidoras de su área licenciada; incluyendo sus páginas web. 

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TGN recoge feedback sobre su Reporte de Sustentabilidad

. En la búsqueda de recoger feedback para su Reporte de Sustentabilidad 2021, TGN pone a disposición de sus partes interesadas un formulario web para que estas acerquen sus opiniones y sugerencias, reforzando así el compromiso de la empresa con la mejora continua.

En apoyo a este proceso, integrantes de la compañía explican la metodología, los lineamientos y objetivos y los resultados alcanzados en su Reporte de Sustentabilidad, elaborado como parte del proceso de adhesión al Pacto Global, basado en 4 ejes básicos: Derechos Humanos, Derechos Laborales, Ambiente y Anticorrupción.

El reporte, desarrollado según normas GRI, se confecciona año a año desde 2009 y se presenta con el objetivo de contribuir con el ODS 7, que busca garantizar el Acceso a la energía asequible y no contaminante, y otros 8 ODS que la compañía lleva adelante como parte de su compromiso con la Agenda 2030.

El Reporte de Sustentabilidad de TGN toma en consideración las materias fundamentales del servicio de transporte de gas y su rol en la cadena de suministro energético. Su objetivo es transparentar de manera periódica su vínculo con las comunidades, la responsabilidad respecto del medioambiente y el compromiso con la integridad del sistema de gasoductos.

Entre los aspectos destacados en este Reporte de Sustentabilidad 2020 se brinda información sobre:

· el diseño del Programa de Compliance de TGN cuyo objetivo es acompañar el negocio fortaleciendo la cultura anticorrupción de la compañía;

· la recertificación de normas de calidad y ambiente y la nueva norma de seguridad y salud ocupacional, reflejando también todos los protocolos que se pusieron en acto a partir de la pandemia;

· el Programa de Gerenciamiento de Integridad con meta Cero Incidentes, que da cuenta de la inspección de 1300 km de cañería y sus correspondientes pozos de inspección;

· la inclusión del Primer Inventario de Emisión de Gases efecto Invernadero;

· el Programa de Contención Emocional, las entrevistas virtuales y aulas virtuales lanzadas durante la pandemia, entre otras herramientas, para generar espacios de cercanía y fomentar la capacitación.

El Reporte está dirigido al mercado y los inversores extranjeros quienes otorgan suma importancia al respeto de los índices de sustentabilidad y las mejores prácticas empresariales. Naturalmente, también cuenta entre su público objetivo a: accionistas, ENARGAS, calificadoras de riesgo, las ONGs, los gobiernos (nacional, provincial y municipal) y las universidades, entre otros.

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.

Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional. www.tgn.com.ar

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YPF Luz inauguró parque eólico Cañadón León. Aportará 123 MW al Sistema Interconectado

YPF Luz inauguró Cañadón León, su tercer parque eólico, ubicado al Noreste de la Provincia de Santa Cruz, en la localidad de Cañadón Seco.

El parque, que comenzó su operación en diciembre de 2021, alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares.

Cañadón León cuenta con un factor de capacidad de 53 %, uno de los niveles de eficiencia más altos del mundo, y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año. Cuenta con 29 aerogeneradores instalados en una superficie total de 1.870 hectáreas.

El parque demandó una inversión de más de 180 millones de dólares y es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52 MW de capacidad instalada para la provisión a CAMMESA,  mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

 El acto de inauguración contó con la presencia de la Gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner; el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo; la secretaria de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación de la Nación, Cecilia Nicolini; el gobernador de San Juan, Sergio Uñac – quien participó de manera virtual;  el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF, Sergio Affronti; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.

Durante el encuentro Alicia Kirchner expresó “cuando pensás en el desarrollo de una provincia o un país pensás en el largo plazo.  Estoy feliz de haber invertido en la línea de 132 KV que hoy se une a este parque eólico.  Es fundamental poner valor agregado en nuestra provincia, poner a la ciencia al servicio del desarrollo.  Un parque eólico es energía limpia para crecer, y para desarrollarnos necesitamos energía. El país necesita, sin duda, energía para transformar”.

Para la conexión de Cañadón León a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó la Línea de Alta Tensión Santa Cruz Norte, que mejora la calidad del suministro de energía eléctrica para quienes habitan la zona y brinda la energía necesaria para abastecer a la planta potabilizadora de agua para Caleta Olivia.

Federico Basualdo, en tanto, manifestó “gracias por recibirnos en la provincia e invitarnos a ser parte de esta celebración, que es la inauguración del tercer parque eólico de YPF Luz.  Cañadón León se suma a los 1.000 MW de energías renovables incorporados en los últimos dos años”.

Por su parte, Pablo González, destacó “estamos en un proceso de transición energética, el mundo está caminando hacia allí.  Nosotros sostenemos que esa transición se financia con los recursos que hoy tenemos de petróleo y gas.  Necesitamos aprovechar esos recursos de manera racional siendo responsables con el cuidado ambiental”, y agregó “vamos a seguir adelante con nuestro plan de inversión y crecimiento de YPF”.

González ´puntualizó que “tenemos un horizonte y eso lo logramos con el espíritu profesional de la Compañía y el acompañamiento de herramientas políticas. Vamos a seguir proyectando el futuro, estamos pensando para adelante”.

Por su parte, Sergio Affronti, señaló “hoy es un día muy especial porque inauguramos el parque eólico Cañadón León, con 123 MW de producción sitúa a YPF Luz como la segunda generadora de energías renovables en el país.  Esto el resultado del esfuerzo y el desarrollo que venimos haciendo desde YPF, trabajando durante todos estos años para poder proveer energía sustentable para el país”.

Al respecto,  Martín Mandarano destacó que “es un orgullo inaugurar Cañadón León, nuestro tercer parque eólico en el país.  Significó mucho esfuerzo y responsabilidad en un contexto sumamente desafiante; y que hoy sea una realidad nos llena de alegría y nos impulsa a seguir generando cada vez más y mejor energía”.

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

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La demanda de electricidad subió 9,4 % en enero. Consumo récord de energía y de potencia

Con un consumo récord, tras una ola de calor, enero último presentó un ascenso de la demanda de energía eléctrica de 9,4 % y se alcanzó un nuevo record de consumo mensual al llegar a los 13.058 GWh.  Además, también se marcó un record de potencia de 28.231 MW, el 14 de enero a las 14:12,  luego de superar la marca de diciembre que había llegado a 27.088 MW.

 De este modo, la demanda eléctrica completa una seguidilla de diez meses consecutivos de ascenso a partir de abril de 2021, describió el informe periódico de la Fundación Fundelec.

 LOS DATOS DE ENERO 2022

 En enero de 2022, la demanda neta total del MEM fue de 13.058,8 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2021, había sido de 11.937,7 GWh.  Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 9,4 %.  Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 4,9 %, respecto de diciembre de 2021, cuando había tenido una demanda de 12.451,7 GWh.

Bajo estos datos, enero de 2022 se transformó en el mes de mayor consumo de energía de la historia, seguido por los registros de julio 2018, diciembre 2021, enero 2021 y julio de 2021. Además, se registró una potencia máxima de 28.231 MW, un nuevo record histórico, el 14 de enero.

En cuanto a la demanda residencial de enero, se alcanzó el 49 % de la demanda total del país con una fuerte suba de 11,4 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial subió  10 %, siendo un 28 % del consumo total. Y la demanda industrial refleja un 23 % del consumo total, con una suba en el mes del orden del 0,7 % aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido enero de 2022) 2 meses de baja (febrero de 2021, -7 %; y marzo de 2021, -0,9 %) y 10 meses de suba (abril de 2021, 14,9 %; mayo, 14,2 %; junio, 12,1 %; julio, 1,9 %; agosto, 8,7 %; septiembre, 3,3 %; octubre, 4,4 %; noviembre, 4,7 %;  diciembre de 2021, 9,9 %; y enero de 2022, 9,4 %).  El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 6,1 %. Por otro lado, los registros anteriores muestran que el consumo de febrero de 2021 llegó a los 10.085,8 GWh; marzo, 11.047,7 GWh; abril, 9.812,4 GWh; mayo, 10.984,5 GWh; junio, 12.050,6 GWh; julio, 12.407,8 GWh; agosto, 10.660,1 GWh; septiembre, 10.371 GWh; octubre, 10.448,1 GWh; noviembre, 10.560,7 GWh; diciembre de 2021, 12.451,7 GWh; y, por último, enero de 2022 llegó a los 13.058,8 GWh.

 CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

 En cuanto al consumo por provincia, en enero, 26 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Corrientes (29 %), Santiago del Estero (27 %), Formosa y Misiones (21 %), San Luis y Tucumán (20 %), Córdoba, Chaco y EDEA (18 %), Entre Ríos y Catamarca (16 %), Salta (15 %), La Rioja (14 %), San Juan y EDES (13 %), La Pampa (12 %), Mendoza y Jujuy (10 %), EDEN (9 %), Santa Fe (8 %), Neuquén (7 %), EDELAP (6 %), Río Negro (5 %), Santa Cruz (1 %), entre otros. En tanto, 1 provincia presentó una caída: Chubut (- 31 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 31 % del consumo total del país y registraron un ascenso conjunto de 6 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 6,3 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 5,5 %.  El resto del país incrementó su consumo 12,5 %.

 TEMPERATURA

 Observando las temperaturas, el mes de enero de 2022 fue más caluroso en comparación a enero de 2021. La temperatura media fue de 26.2 °C en el Gran Buenos Aires (GBA) y de 26.6 en el resto del país, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.5 °C en el GBA y 24.2 °C en el resto del país, y la histórica es de 24.6 °C en el GBA y 24.9 °C en el resto del país.

 DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables.  En enero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.980 GWh contra 2.145 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa del -8 %.  Se sigue observando muy bajo caudal en las principales cuencas como el Paraná, Uruguay y Comahue, con caudales muy por debajo a los históricos, como también comparando el mismo mes del año pasado.

En tanto, el consumo de combustibles, frente a una generación térmica algo mayor, cercana al 4%, fue mayor a la del mismo mes del año anterior. Con una demanda de gas natural prácticamente igual, la diferencia se ubica en los combustibles alternativos.

 Así, en enero siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 65,38 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 14,49 %, las nucleares proveyeron un 7,15 %, y las generadoras de fuentes alternativas 12,13 % del total. Por otra parte, la importación representó el 0,86 % de la energía demandada.

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LG no fabricará ni venderá más paneles solares

LG Electronics Inc.  (LG) comunicó que no continuará con la fabricación y venta de paneles solares.

La decisión, aprobada por el board de directores, se produce cuando la incertidumbre en el negocio global continúa aumentando. La intensificación de la competencia de precios y el aumento del costo de las materias primas son algunos de los factores que llevaron a esta determinación, se explicó. 

LG continuará respaldando su marca y la compañía mantendrá el soporte para los clientes de los paneles solares LG existentes durante un tiempo, una vez que se haya completado el cierre del negocio. La producción de paneles solares en sí continuará hasta el segundo trimestre de este año para mantener un inventario adecuado para el soporte de servicio futuro. 

La compañía Business Solutions (BS) de LG, que opera el negocio de paneles solares, reorganizará su cartera en torno a los pilares: Information Technology (IT) e Information  Display (ID), con el objetivo de acelerar el crecimiento con sus diversas líneas de productos avanzados y servicios personalizados.  

En el futuro, LG aprovechará su experiencia acumulada en el área de las energías renovables y se concentrará en los sectores de crecimiento dentro de una nueva era de sostenibilidad a través de productos y soluciones en rápida evolución, como es el Sistema de Almacenamiento de Energía (ESS), entre otros avances en el rubro. 

A los empleados que no continúen con LG se les ofrecerá un apoyo de transición y paquetes de indemnización proporcionales a su permanencia en la compañía. Se espera que el cierre del negocio de paneles solares se complete para el 30 de junio.         

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Yacyretá aporta en la lucha contra los incendios en Corrientes

 
Autoridades de la Entidad Binacional Yacyretá mantuvieron una reunión en la base del centro de operaciones del Sistema Nacional de Manejo del Fuego ubicado en San Miguel, Corrientes, en las instalaciones de la EFA Ñanderoga.

El Gerente de Aña Cuá, Fabián Ríos, junto a otras autoridades de la EBY, realizaron la entrega de distintos equipamientos, kits de seguridad y medicamentos, los que serán destinados a los cuerpos de bomberos de las ciudades de Iberá, San Miguel, Santa Rosa e Ituzaingó.

El Intendente del Parque Nacional Iberá, Daniel Rodano, expresó su agradecimiento por el aporte recibido, destacando la solidaridad y el compromiso de la Entidad, desde el inicio de los incendios en la región.

La base de San Miguel cuenta actualmente con una dotación de más de 170 personas: Parques Nacionales, Brigadistas de todo el país (muchos de ellos alojados en instalaciones de la EBY), Bomberos voluntarios de la región, Vialidad Nacional, Ejército Argentino, Policía Federal de la Provincia de Buenos Aires e YPF, entre otros.

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Ganancias históricas para Petrobras

Petrobras obtuvo en 2021 un beneficio neto récord de US$ 19.875 millones, el mayor en su historia, gracias al aumento de los precios del crudo y la elevación de las ventas de combustibles, informó este miércoles la compañía.

Las ganancias de la petrolera el año pasado superaron en un 1.641,9 % las de 2020 ( US$ 1.141 millones) y más que doblaron las de 2019, que eran hasta ahora las mayores en la historia de la empresa.

Según el balance en dólares divulgado a los mercados externos por la compañía, controlada por el Estado pero con acciones negociadas en las bolsas de Sao Paulo, Nueva York y Miami, el fuerte salto de las ganancias obedeció a que el precio promedio del barril de petróleo de tipo Brent (actualmente cerca a los 100 dólares) saltó un 69,7 %, desde US$ 41,67 en 2020 hasta US$ 70,73 en 2021.

Además del fuerte aumento de la cotización internacional del petróleo, en el salto del beneficio también contribuyó el aumento del 8,5 % en las ventas de combustibles en Brasil, desde 1,66 millones de barriles por día en 2020 hasta 1,8 millones diarios en 2021.

De la misma forma, el precio de los derivados de petróleo vendidos en Brasil subieron un 54,1 %, hasta US$ 77,3 por barril, debido a la política de definir los precios internos de acuerdo con la variación internacional del crudo.

Esos tres factores hicieron con que los ingresos por ventas del gigante brasileño saltaran en un 56,4 %, desde US$ 53.683 millones en 2020 hasta US$ 83.966 millones en 2021.

De la misma forma, el resultado bruto de explotación (Ebitda) subió un 53,4 %, desde 28.391 millones de dólares en 2020 hasta US$ 43.555 millones en 2021.

La empresa destacó en su balance que consiguió reducir su deuda en un 22,2 % el año pasado, desde US$ 75.538 millonesen diciembre de 2020 hasta US$ 58.743 millones en diciembre de 2021.

El valor de la deuda es prácticamente la mitad del que la empresa tenía en 2014, un récord de US$ 130.000 millones, lo que llevó a la compañía a anunciar una distribución adicional de dividendos a sus accionistas.

La empresa había alertado de que si conseguía reducir su deuda a menos de US$ 60.000 millones, lo que consiguió con 15 meses de anticipación, premiaría a sus accionistas con un dividendo adicional.

Hasta ahora, la empresa distribuyó a sus accionistas unos US$ 13.000 millones en dividendos por los resultados de 2021, un valor diez veces superior al de 2020 y la tercera parte del cual fue entregado al Gobierno, que es el accionista mayoritario.

La estatal ya había anticipado que entre 2022 y 2026 pretende distribuir entre sus accionistas entre US$ 60.000 millones de dólares y US$ 70.000 millones en dividendos.

La empresa destacó que cumplió las metas operativas que se propuso para 2021, al elevar su producción de petróleo hasta 2,77 millones de barriles por día, y agregar 1.970 millones de barriles a sus reservas probadas.

Tal elevación fue posible gracias a un aumento del 8,9 % de las inversiones, hasta US$ 8.772 millones el año pasado, en su mayoría dirigidas a exploración y producción en las gigantescas reservas submarinas de la empresa.

Dijo igualmente que su ambicioso plan de desinversiones, destinado principalmente a obtener recursos para reducir la deuda, le permitió obtener el año pasado US$ 4.800 millones, gran parte de los cuales procedentes de la venta de una refinería que tiene el 13 % de la capacidad total de refino de Brasil.

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Comunicado de WintershallDea

La tensión entre Ucrania y Rusia y el consecuente peligro al suministro de gas a Europa, obligó a una de las compañías asociadas a Gazprom a difundir un comunicado en la voz de Mario Mehren, CEO de Wintershall Dea
“El presidente ruso ha ordenado una operación militar contra Ucrania. Vemos esta escalada militar del conflicto con gran preocupación y consternación. La gente muere. ¡Estamos impactados por lo que está pasando! El canciller Olaf Scholz condenó enérgicamente la acción de hoy en nombre del gobierno federal como una violación flagrante del derecho internacional y un ataque a la libertad y la autodeterminación de un estado soberano. La escalada militar más reciente también está sacudiendo la cooperación económica entre Rusia y Europa que se ha construido durante décadas y tendrá consecuencias de largo alcance. Hasta qué punto, eso no es previsible hoy. Wintershall Dea ha estado trabajando en Rusia durante más de 30 años. Muchos de nuestros colegas trabajan todos los días para nuestra empresa y nuestras empresas conjuntas con socios de Rusia. Muchos de nuestros colegas vienen de Rusia o Ucrania. Para ellos en particular, pero también para todos nosotros, esta escalada por orden del gobierno ruso es un duro golpe”.

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Sigue subiendo el petróleo

Volvió a subir el crudo como consecuencia de las tensiones entre Ucrania y Rusia. Esta mañana el Brent operaba a US$ 103,47 el barril subiendo unos US$ 6,63, frente a los US$ 96,84 en el cierre de ayer en Londres.
En tanto el WTI operó para entrega en abril a US$ 98,19.
Esta escalada de precios arrastró los niveles de los combustibles en las estaciones de servicio que registró ocho ajustes en una semana.

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YPF en el 121 Aniversario de Comodoro Rivadavia

.“La historia de Comodoro Rivadavia es la historia de YPF. Donde se sentaron las bases de lo que fue el modelo petrolero en la Argentina”, afirmó Pablo González, presidente de la petrolera de mayoría accionaria estatal en un acto por el 121 aniversario de dicha ciudad.

González agregó que “este año cumplimos 100 años (YPF) y nos proponemos trabajar junto a las comunidades que tanto han hecho por YPF y empezar a pensar y a discutir cuestiones de crecimiento”.

“Después de 5 años donde la producción cayó 20 %, en YPF este último año equilibramos la producción y aumentamos 42 % la inversión y estamos pensando en crecer”, añadió.

González describió que  “este año en Chubut vamos a poder crecer  32 % y estamos pensando en dos cuestiones con las que estamos avanzando junto al intendente (Juan Pablo Luque): “Comodoro Conocimiento” para trasladar la experiencia de Y-TEC a Comodoro Rivadavia; y por otro lado, cumplir con una vieja deuda de YPF con la comunidad para trabajar en el ordenamiento territorial y devolverle a Comodoro, todo lo que ha hecho por YPF”.

El Intendente Luque, en tanto, señaló que “vamos a trabajar junto al presidente Pablo González, que tiene un fuerte compromiso con Vaca Muerta y con la Cuenca San Jorge, para que nuestros pueblos, sigan creciendo”.

Durante el acto, se anunció el aporte de 3 millones de pesos por parte de YPF para acompañar la decisión del Gobierno Municipal de destinar los fondos para los festejos por el aniversario a mejorar la infraestructura educativa en Comodoro Rivadavia.

Estuvieron presentes además en el acto del 121 Aniversario, el Ministro de Interior, Eduardo De Pedro; el Presidente de la Cámara de Diputados de la Nación, Sergio Massa; el diputado Nacional, Máximo Kirchner; el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni.

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Accionistas de Eletrobras aprueban su privatización

La asamblea general extraordinaria de accionistas de Eletrobras aprobó la privatización de la empresa eléctrica.

La aprobación se ha producido una semana después de que el Tribunal de Cuentas diera la primera autorización para la venta de la empresa estatal. En dicho momento, los miembros del tribunal aprobaron los montos involucrados en la operación, así como el bono de concesión que Eletrobras deberá pagar al Gobierno para la renovación de los contratos de las 22 hidroeléctricas de la compañía.

La medida provisional que autorizó la privatización del gigante eléctrico fue sancionado por el presidente de Brasil, Jair Bolsonaro, en julio del año pasado.

La privatización, aprobada ahora por los accionistas, contempla una oferta primaria de nuevas acciones en el mercado bursátil por la que el Gobierno reduciría su participación hasta un 45%, de modo que perdería su condición de accionista mayoritario. En caso de no concretar la venta de todos los títulos en la oferta primaria, se recurriría a una oferta secundaria.

Adicionalmente, cada accionista o grupo de accionistas no tendrá un poder de voto mayor del 10%, mientras el Gobierno tendrá la acción preferencial de clase especial (‘golden sahre’), que otorga poder de veto en las decisiones de los estatutos de Eletrobas.

El siguiente paso para la privatización de la compañía es la evaluación por parte del Tribunal de Cuentas del modelo de venta propuesto por el Gobierno. Si bien no hay un plazo concreto para la conclusión de toda la operación, el Ejecutivo planea finalizarlo en mayo, ya que después podrían surgir fluctuaciones en el mercado ante la proximidad de los comicios electorales.

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Adecuación tarifaria de transición de gas: actualización del 15% en PyMEs y del 20% en residenciales promedio nacional

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informó que mediante el Decreto N° 91 del 22 de febrero de 2022, publicado en el Boletín Oficial y en el marco del proceso de Renegociación de las Revisiones Tarifarias Integrales, ratificó las correspondientes Adendas a los Acuerdos Transitorios de Renegociación de las Licenciatarias del Servicio Público de Gas por Redes y los Acuerdos Transitorios de Renegociación de la Tarifa de Transporte de Gas Natural.

En tal sentido y tras haberse cumplido con los procedimientos previstos y considerando que en las Adendas y los Acuerdos paarticiparon además, el Ministerio de Economía, la Sindicatura General de la Nación y la Procuración del Tesoro de la Nación, intervenciones necesaroias para su ratificación.

Con la ratificación de los Acuerdos y las Adendas se habilitó al ENARGAS a la emisión de los cuadros tarifarios transitorios de transporte y distribución que implicarán una actualización del 15% en PyMEs y del 20% en Residenciales promedio nacional.

Según el ENARGAS, “Es muy importante destacar que, gracias a la Ley de Ampliación del Régimen de Zona Fría, aprobada el año pasado, un 35% de los usuarios residenciales (3,1 millones de usuarios o más de 10 millones de personas) registrarán este año un descuento del 28% en la factura de 2022. Este descuento lo recibirán incluso sobre esta actualización del 20%.

Cabe destacar que las Tarifas de Transición, deben cubrir los gastos en operación y mantenimiento, así como las inversiones por las licenciatarias en seguridad y confiabilidad del servicio por parte de las prestadoras durante el año 2022.

Esta adecuación tarifaria de transición que resulta de la aplicación de los Regímenes Transitorios es parte del proceso de renegociación en el que se persigue arribar a tarifas justas y razonables, accesibles y asequibles, en los términos antes indicados, considerando lo dispuesto por el marco regulatorio.

El organismo regulador informó también que en el decreto ratificatorio se recordó que conforme fuera determinado en el Decreto N° 1020/20, en atención a que el nuevo régimen tarifario para el quinquenio del servicio de gas natural surgirá en la oportunidad de la suscripción de los Acuerdos Definitivos de Renegociación en los que se determinen sus pautas y cláusulas correspondientes; en las adecuaciones transitorias tarifarias que correspondan se deberá propender en este período de transición y emergencia sanitaria a garantizar la continuidad de la normal prestación de los servicios; todo ello considerando que las RTI aprobadas durante la gestión anterior se encuentran suspendidas a los fines y efectos dispuestos en tal medida. 

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El ENRE rechazó las cifras presentadas por Edesur y Edenor en la audiencia pública

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) rechazó las cifras presentadas por Edesur y Edenor respecto de la disminución de sus ingresos y de las inversiones informadas por las distribuidoras del Area Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Edesur y Edenor plantearon en la audiencia pública convocada por el ENRE el jueves pasado, la necesidad de contar con recursos adicionales por $ 100.000 millones para continuar operando en 2022, y dejaron abierta la posibilidad de afrontarlo con un aumento de tarifas, subsidios del Estado nacional o una combinación de las dos variables.

El regulador respondió a las dos distribuidoras en el informe final aprobado por la resolución sintetizada conjunta 1/2022, de la Secretaría de Energía, la Subsecretaría de Energía Eléctrica y el Ente, publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

Sobre la exposición de Edesur, el organismo que conduce Soledad Manín indicó que “la distribuidora hace mención a que durante 2020 y 2021, ha realizado inversiones por el 70% de los ingresos de la misma”.

Al respecto, señaló que “la información publicada en sus estados contables, considerando dos años entre septiembre de 2019 y el mismo mes de 2021 (último balance publicado) sus inversiones contables alcanzaron los $ 32.653 millones ajustados por inflación al 31 diciembre último, y esto representó un 17% de sus ingresos y un 48% de su valor agregado de distribución (ingresos menos compra de energía)”.

El ENRE aseguró que se trata de “cifras muy distantes al 70% informado por esta distribuidora”.

Asimismo, indicó que Edesur expresó “que durante 2020 y 2021 se han puesto en servicio cinco repotenciaciones de alta tensión (AT), 700 kilómetros de redes de media (MT) y baja tensión (BT), 648 centros de transformación (CT) y 1.500 puntos de telecontrol”.

Además, el Ente puntualizó que “durante el pasado bienio se registraron tres” repotenciaciones”, y remarcó que “para el caso de los 700 km de redes, lo constatado fueron 258,7 Km correspondientes al Acuerdo para el Desarrollo del Plan de Trabajo Preventivo y Correctivo de la Red de Distribución Eléctrica; y 226,4 Km de inversiones comprometidas en la Revisión Tarifaria Integral (RTI)”.

En cuanto a los 648 centros de transformación, el ENRE señaló que “lo verificado fueron 215 correspondientes al Acuerdo para el Desarrollo de la Red; y 349 de inversiones comprometidas en la RTI”.

Por último, para los 1.500 puntos de telemandos, el Ente constató “192 equipos correspondientes al Acuerdo para el Desarrollo de la Red; y 166 de inversiones comprometidas en la RTI”.

“Como conclusión general, los valores expuestos por Edesur son considerablemente inferiores a los realmente realizados”, afirmó el Ente.

Asimismo, indicó que “las inversiones correspondientes al Acuerdo para el Desarrollo de la Red no representaron el 69% de las constatadas con puesta en servicio durante 2021 sobre las comprometidas en la RTI”.

El Ente precisó que entre 2013 y 2015 las obras realizadas por la distribuidora se financiaron con recursos del Fondo para Obras de Consolidación y Expansión de Distribución Eléctrica
El regulador precisó que “entre 2013 y 2015 las obras realizadas por la distribuidora se financiaron con recursos del Fondo para Obras de Consolidación y Expansión de Distribución Eléctrica

En cambio, remarcó que “de la totalidad de las inversiones puestas en servicio durante 2021, el 71,60% corresponden al plan financiado por el Estado Nacional, en el marco de una deuda por los consumos de los barrios populares, mediante el Acuerdo para el Desarrollo de la Red; y el restante 28,39% fue financiado por la concesionaria”.

En cuanto a Edenor, señaló que la informó que “durante los últimos nueve años” se realizaron en inversiones en “3.500 megavatios amperios (MVA) de potencia en subestaciones; 2.000 km de redes de AT y MT; 1.900 km de redes de BT; 3.700 CT; y 2.800 puntos telecomandados”.

Al respecto, el Ente precisó que “entre 2013 y 2015 las obras realizadas por la distribuidora se financiaron con recursos del Fondo para Obras de Consolidación y Expansión de Distribución Eléctrica (Focede)”.

Además, subrayó que “las inversiones informadas por la empresa corresponden al período 2017-2021”, y destacó que “lo anterior a ese quinquenio no se contabilizaba en unidades físicas puestas en servicio”.

“Por esta razón, en cuanto a las subestaciones se menciona que se sumaron más de 3.500 MVA de potencia a la red. En este sentido, este Ente verificó un total de 3.480 MVA puestos en servicio, de los cuales todos pertenecieron a la RTI”, indicó el organismo regulador.

Respecto de las redes de AT y MT, el ENRE señaló que constató “un total de 1.544,41 km” en lugar de 2.000 km.

Para el caso de los 1.900 Km de redes de BT, “lo constatado en el período 2017-2021 fueron 1.840,7 Km”, y en cuanto los 3.700 CT, “lo verificado fueron 2.087”.

Por último, de los 2.800 puntos de telemandos, el Ente constató 2.640, con lo cual señaló que “los valores en su mayoría, son acordes a los verificados, a excepción de redes de AT y MT, y los CT”.

Sin embargo, remarcó que “en relación con el cumplimiento de la inversión aprobada para el período 2017-2021, Edenor cumplió en un 43,23% la expansión y renovación red BT; en un 40,6% la de MT; en un 78,46% la de CT; y en un 259,5% la colocación de puntos telemando”.

Mientras que, detalló, “en AT cumplió en un 22,17% la puesta en servicio de redes, y en un 82,94% la de MVA comprometidos”.

En relación con la situación de una disminución del 60% de los ingresos disponibles entre 2015 y 2021 para hacer frente a los costos operativos, informados por la distribuidora, el ENRE precisó que “si se ajusta por la inflación promedio al 31 de diciembre de 2021, destinó el 23% a cubrir su costo de energía”.

Además, puntualizó que “al 30 de setiembre de 2021, Edenor destinó un 61%”, por lo cual subrayó que “si se realiza la anualización de los resultados del ejercicio por nueve meses a setiembre de 2021, el valor agregado de distribución de la empresa, se vio reducido en moneda constante sólo un 22%, siendo esto un 38% menos que lo informado por la concesionaria”.

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Se activó la licitación para proveer los caños del Gasoducto troncal Tratayén-Salliqueló

Por Santiago Magrone

La empresa estatal IEASA (ex Enarsa) convocó a la licitación para la adquisición de las tuberías para la construcción de la Primera Etapa del Programa Transport.Ar Producción Nacional que incluye el tramo de Tratayen (Neuquén) a Salliqueló (Provincia de Buenos Aires) del nuevo Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner.

La convocatoria fue publicada en el Boletin Oficial el miércoles 23/2 y los interesados en la provisión de los caños tienen plazo hasta el 31 de marzo a las 11 horas, según consta en la GPNK 01/2022 . “Es un paso consecuente de la Resolución 67/2022 de la Secretaría de Energía y del DNU 76/2022 firmado recientemente por el Presidente Alberto Fernandez”, se indicó.

Al respecto, el Secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que  “se inicia así el proceso de construcción de la obra de Transporte de Gas más importante en nuestro país de las últimas cuatro décadas”, y agregó que “tal es su magnitud, que permitirá transportar hasta 44 millones de metros cúbicos diarios de nuevo gas, producido con trabajo de argentinos y por empresas argentinas, que llegará a más hogares, industrias y centrales térmicas, sustituyendo GNL y Gas Oil importado, y ahorrando miles de millones de dólares al país”.

Por su parte, el Presidente de IEASA, Agustín Gerez, manifestó que “es un honor asumir el compromiso de escribir una página en la historia de la soberanía energética de nuestro país, en un trabajo que es continuidad del que venimos desarrollando con la Secretaria de Energía de la Nación”.

El llamado a Licitación tiene por objeto la adquisición de 656 kilómetros de tuberías para la construcción de la Primera Etapa del Programa Transport.Ar, que abarca al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y obras complementarias.

La construcción de este ducto (con un costo estimado en no menos de 1.000 millones de dólares) posibilitará incrementar la evacuación del gas natural producido en Vaca Muerta, y su costo será financiado con recursos administrados por el Estado argentino y que incluye unos 500 millones del aporte extraordinario de tenedores de grandes fortunas.

El proyecto comprende una Segunda Etapa, que extiende el gasoducto hasta el sur de Santa Fe, para allí conectar con el GNEA hacia el sur de Brasil, con la perspectiva de exportación. Este segundo tramo requiere otra forma de financiación que el gobierno está analizando.      

El Secretario de Energía , manifestó que “el impulso y la decisión del Presidente Alberto Fernández y la Vicepresidenta Cristina Fernández, es fundamental para que esta obra de gran impacto para el desarrollo socioeconómico de nuestra Nación se lleve a cabo”.

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Otro aumento del crudo y del gas

En el medio de las tensiones entre Rusia y Ucrania precio del barril de petróleo reaccionó con fuertes subidas, que aproximan su precio a los 100 dólares. De este modo, el barril de petróleo Brent, de referencia para Europa, se encarecía más de un 4% al comienzo de la negociación del martes y llegaba a marcar un precio de 97,82 dólares, el más alto desde finales de septiembre de 2014.

De su lado, el precio del barril de crudo West Texas Intermediate (WTI), de referencia para Estados Unidos, escalaba un 4,5% y situaba su precio en los 95,19 dólares.

En lo que va de año, el precio del barril de Brent acumula una subida superior al 23%, mientras que el barril de WTI se ha encarecido casi un 27%.

La última vez que el barril de crudo Brent alcanzó la cota de los 100 dólares fue el 8 de septiembre de 2014, después de haber permanecido durante más un año por encima de dicho umbral.

En tanto el gas natural TTF para entrega en marzo en el mercado holandés subía este martes a las 10:30 horas el 7 %, hasta los 77 euros el megavatio hora (MWh),
El recurso, que ayer cerró en 71,85 dólares, se aproximó en los primeros minutos de la sesión de hoy a los 80 dólares, según los datos de Bloomberg consultados por Efe.

Tras los máximos históricos de finales de 2021, el gas natural no ha alcanzado desde que comenzó el año los 100 euros por MWh en ninguna ocasión, aunque los precios actuales casi cuadruplican los 19,3 euros por MWh que costaba hace un año.

El alto precio del gas natural, junto con el aumento de los costos de emisión de dióxido de carbono (CO2), es la causa del aumento de la electricidad en los mercados mayoristas de toda Europa.

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Petróleo: la producción fue la más alta desde 2011

Con un total aproximado de 570 mil barriles diarios, superando los 559 mil de diciembre, la producción total de petróleo en el país marcó un nuevo crecimiento alcanzando el mayor número desde diciembre del 2011. El segmento de no convencional marcó un nuevo récord histórico: 224  mil barriles diarios.

El secretario de Energía, Darío Martínez expresó que “Son grandes noticias para el país porque el sector hidrocarburífero es unos de los grandes motores productivos que tiene Argentina. Nos pone muy contentos porque este aumento de la actividad, que viene siendo constante mes a mes, acompaña y potencia el proceso de crecimiento que atraviesa nuestro país”.

La producción creció un 2 % con respecto a diciembre  (559 mil barriles diarios) y 15 % comparado con el mismo mes del año pasado.  El aumento viene empujado por el segmento no convencional que creció un 5 % con respecto a diciembre y  61 % interanual representando el 39 % del total producido.

Martínez puntualizó que “estos números son importantes porque cuando crece la producción se generan más puestos de trabajo, más pymes se suman a la actividad, desarrollamos más valor agregado y más tecnología nacional”.

“Por eso es tan importante seguir impulsando este sector, porque genera un círculo virtuoso, que moviliza el desarrollo de otros sectores de la economía”, señaló el secretario de Energía.

El pasado diciembre la producción de petróleo total de Argentina había alcanzado los 559 mil barriles diarios convirtiéndose en la más alta desde octubre de 2012.  Con los 570 mil barriles diarios producidos en enero se confirma la tendencia de crecimiento en el sector, que ya produce un 8 % más que en febrero del 2020 antes de la pandemia.

En sintonía con los números nacionales, la cuenca neuquina también mostró un crecimiento en la producción:  La producción total de petróleo creció 4 % con respecto al mes pasado y 48 % interanual. La no convencional, por su parte, lo hizo en el 5 % y 63 % respectivamente.

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MEGSA-CAMMESA: Oferta de 17 MM3/día a US$ 2,90 PPP para la primera mitad de marzo

El MEGSA 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 en la primera quincena de marzo.

Se recibieron en total 14 ofertas por un volumen global de 17 millones de metros cúbicos día, a un precio promedio ponderado de 2,90 dólares el millón de BTU.

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

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 28/02/2022 y el 13/03/2022.

Nueve ofertas correspondieron a productores de la cuenca neuquina, por un total de 11,5 MM3/día con precios que fueron desde 2,69 hasta 3,00 dólares el MBTU.

Otras 3 ofertas provinieron desde Tierra del Fuego, por un total de 3,5 MM3/día y con precios de 2,77 hasta 2,81 dólares por MBTU.

En tanto, 1 oferta llegó desde Santa Cruz, por 1 millón de metros cúbicos diarios a un precio de 2,83 dólares el MBTU, y 1 oferta provino de Chubut, por 1 MM3/día, a un precio de US$ 2,88 el MBTU.

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Fundación Pampa entrega a estudiantes kits realizados con poliestireno reciclado

La Fundación Pampa entregó en Zárate una parte de los 30.000 kits geométricos escolares que serán entregados a estudiantes de 4° y 5° grado de escuelas primarias de las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta, Mendoza y Santa Fe. Estos kits fueron realizados con poliestireno post consumo recuperado y reciclado como parte de un proyecto de Pampa Energía.

La iniciativa está basada en el concepto de economía circular, que es un modelo que propone que los recursos utilizados se mantengan en la economía durante el mayor tiempo posible, y que forma parte del consumo individual responsable que incluye las 4Rs (reducir, reutilizar, reciclar y recuperar).

En el caso de los kits geométricos, se utilizó un recurso que ya completó su vida útil, se recuperó y se transformó en un nuevo material, tareas que están alineadas con el Principio del Ambiente de uso sostenible de recursos y de Gestión de Residuos de la compañía.

Junto con la entrega de los kits para estudiantes, los docentes recibirán un folleto informativo que invite a trabajar dentro del aula la economía circular, aplicando el concepto en prácticas asociadas a las 4Rs a partir de flipbooks realizados por los alumnos

“Esta acción vincula temas muy importantes como el cuidado del medio ambiente y la educación a partir de un producto que nosotros elaboramos como empresa. Nos gusta poder llevarlo adelante con nuestros empleados, con la comunidad y con el apoyo de los ministerios de Ambiente y Educación de la provincia de Buenos Aires”, afirmó Pablo Díaz, director de la Fundación Pampa.

Además, Verónica Sánchez, directora de Coordinación y Asuntos Académicos del municipio de Zárate, agradeció a la Fundación Pampa por la entrega de estos kits escolares.

Cabe referir que Pampa Energía elabora una amplia gama de productos petroquímicos, siendo los principales productores de poliestireno, estireno y caucho de Argentina.

En su planta petroquímica ubicada en la ciudad de Zárate, provincia de Buenos Aires, produce poliestireno en dos grados: de uso general (GPPS) y de alto impacto (HIPS, siendo el único productor integrado de poliestireno a nivel nacional, con una capacidad de producción de 65.000 toneladas al año.

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TotalEnergies descubre petróleo en Surinam

TotalEnergies anunció que hallazgo de petróleo y gas en un pozo de prospección submarino en la concesión del llamado Bloque 58 frente a las costas de Surinam, en el que es operador.

Este pozo (Krabdagu-1), está localizado en la zona central del Bloque 58, y representa unos 90 metros de petróleo ligero y apareció después de haber perforado a unos 780 metros de profundidad bajo el nivel del mar, explicó en un comunicado el grupo francés.

TotalEnergies, que tiene una participación del 50 % en este bloque, como su socio APA Corporation, ya había encontrado hidrocarburos en otros cinco puntos de esa zona.

“Este resultado nos anima a continuar con nuestra estrategia de exploración y de apreciación de este Bloque 58 prolífico para identificar recursos suficientes de aquí a finales del año 2022 para un primer desarrollo petrolero”, señaló el director de exploración de la compañía francesa, Kevin McLachlan.

Está previsto proseguir con los trabajos de perforación de al menos otros tres pozos en ese mismo bloque.

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Fernando De Vido nuevo Director Ejecutivo de la EBY

Mediante el Decreto 78/2022 el Presidente de la Nación, Alberto Fernández, designó al Ingeniero Fernando De Vido como Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá, en reemplazo de Ignacio Barrios Arrechea, se informó oficialmente.

Asimismo se oficializó la renuncia presentada oportunamente por el ingeniero Alejandro Valerio Sruoga al cargo de consejero de Entidad y se designó en su reemplazo a la Doctore Ana Claudia Almirón.

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González (YPF) describió y defendió la exploración off shore en el Mar Argentino

El presidente de YPF, Pablo González, refirió que esa Compañía “tiene plataformas de exploración en el Estrecho de Magallanes desde hace 50 años que generan unos 24 millones de m3 día de gas, que es el equivalente al 78 % del consumo residencial del país”. “ Ese  gas, lo consumen también los ambientalistas que fueron a quejarse a las playas de Mar del Plata y lo consume el juez que hizo lugar al amparo presentado por algunas ONGs y apareció después festejando con los abogados ambientalistas”, señaló.

En declaraciones al periodismo, el funcionario remarcó que “el offshore se desarrolla en la Argentina hace mucho tiempo. Todo esto no es novedoso y no es la primera vez que pasa, lo que ocurre es que como se desarrolla en el sur del país muchos no se habían dado por notificados”.

González sostuvo que “esta una exploración que puede resultar muy beneficiosa para la matriz energética nacional. Siempre se busca mitigar y reducir al mínimo el peligro de contaminación que produce toda actividad que realiza el hombre. En este caso, se han hecho audiencias públicas y han intervenido 14 estamentos del Estado que han aprobado esta exploración y se ha frenado con un fallo judicial que ha sido dictado en vista aparte; es decir el juez recibe un papel y al otro día este hace lugar a una medida cautelar”.

“Falta un debate profundo en este tema, sobre todo cuando ya existe la exploración offshore, Ha habido una resistencia a hacer ensayos de exploración, no de perforación, eso es llamativo. Yo soy de la provincia de Santa Cruz y vivo en frente de las plataformas”, añadió. E insistió, “yo vivo ahí, mis hijos viven ahí,  vive mi familia. Llama la atención entonces, semejante movida mediática y política por otro lado con este tema”.

González refirió que “en la Argentina no hemos tenido derrames como los que fueron noticia hace unos diez días en las costas de Perú.  La mayoría de los derrames en el mundo, son por malas operaciones de los barcos que transportan crudo, no por las plataformas.  No hay antecedentes que hayan sucedido ese tipo de cosas, por lo menos en nuestro país últimamente y en nuestras costas”.

Asimismo, el directivo de la petrolera de mayoría accionaria estatal añadió que “YPF  hace mucho por la transición energética. Nosotros generamos 400 megas de energía eólica. Próximamente  vamos a inaugurar el cuarto parque eólico de YPF en Cañadón León y hemos anunciado la semana pasada una inversión de 300 millones de dólares para generar energía solar en San Juan.  Estuve en Santiago del Estero con los expertos de YPF analizando algo muy novedoso que es la Geotermia; el año pasado creamos YPF Litio SA;  Y-TEC -que es YPF y el Conicet-, trabaja y lidera el Consorcio del hidrógeno; es decir que se está haciendo muchísimo por la transición energética”.

El presidente de YPF remarcó que  “el año pasado hemos mejorado nuestros resultados y eso nos ha permitido ir explorando otras alternativas en esa transición a energías limpias.  Mientas tanto, la Argentina tiene la segunda reserva de gas no convencional del mundo, la cuarta de petróleo no convencional del mundo y tiene que tener una política energética estratégica que determine una explotación racional de eso, respetando las normas medioambientales”.

“La clave es la explotación racional, equilibrada y respetando las normas medioambientales, pero buscando energía para el desarrollo del país. El petróleo y el gas son un bien estratégico nacional, y el gas es la energía de la transición, y la transición energética la vamos financiar explotando racionalmente los recursos”, ´puntualizó.

González describió que “el CAN100 (área para explorar)  está a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata. En Río de Janeiro en Brasil, están a 150 kilómetros y no se ve que haya plataformas ni contaminación. Brasil esta produciendo 2,5 millones de barriles por día a través del offshore y toda la industria argentina 500 mil. Equinor, que es una empresa estatal Noruega, que está asociada a YPF para el CAN100, (en ése país) lo hace frente a sus costas y coexisten con la pesca”.

“Lo que se está buscando con la exploración, es tener la certeza respecto de lo que dicen algunos estudio preliminares que indican que hay hidrocarburos en esa zona”, explicó González.

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Inversión en la refinería de Ecopetrol

La refinería de Barrancabermeja, principal instalación de refino en Colombia, que pertenece a Ecopetrol invertirá cerca de US$ 800 millones entre 2022 y 2024 para incorporar tecnología, modernización y confiabilidad de sus plantas y gestión ambiental.
La refinería, que acaba de cumplir 100 años, abastece cerca del 80% de la demanda interna de combustibles de Colombia. Está compuesta por 54 unidades de refino, 32 de servicios industriales, un centro de optimización y 351 tanques de almacenamiento.

El plan de inversiones de la refinería pone énfasis en la gestión circular del agua, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y continuar con la mejora en la calidad de los combustibles, la incorporación de nuevas tecnologías y energías renovables, el desarrollo de hidrógeno verde y azul, captura, uso y almacenamiento de carbono, y solucione basadas en la naturaleza, entre otros.

El presidente de la compañía Felipe Bayón anunció que, mediante una alianza con la empresa de telefonía celular Claro y el apoyo del Ministerio de las Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, Ecopetrol trabaja en un plan piloto para la implementación de la tecnología 5G en Barrancabermeja, convirtiendo a la región en uno de los primeros territorios 5G del país.

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La CEA ratifica un año más su liderazgo

La Cámara Eólica Argentina (CEA), que agrupa a los principales generadores, tecnólogos y fabricantes que integran la cadena del sector, lideró nuevamente la generación de energía eólica en 2021. De este modo, más del 78% de la generación producida a partir del viento durante el año pasado provino de los distintos Parques Eólicos que pertenecen a los socios de la CEA.

Según los datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), durante el 2021, el 13% de la demanda total de energía eléctrica fue abastecida a partir de fuentes renovables y el 74% se generó desde el sector eólico. Con estos datos, las 11 empresas generadoras asociadas a la CEA representaron casi el 80% del total generado.

En un año con grandes desafíos para la industria eólica, las energías renovables han demostrado ser un pilar clave para sostener la demanda energética del país durante el 2021. La generación del sector eólico ha sido fundamental para abastecer al sistema con una generación de 12.682.744 MWh de energía. Además, octubre fue el mes récord de generación, con un registro total de 329.412 MWh. Los miembros de la CEA que han sido parte de este logro son: Genneia, PCR, Central Puerto, Goldwind, AES, Aluar, Envision, Grupo Frali, PAE, Parque Eólico Arauco e Hychico.

Asimismo, de cara a este 2022, desde la CEA esperan que se consolide el Mercado a Término (Mater). “La demanda de las empresas privadas es muy importante y a pesar de que la demanda supera ampliamente a la oferta, las empresas asociadas a la CEA hacen esfuerzos enormes para poder ampliar su capacidad instalada, maximizando la escasa capacidad de transporte disponible en las líneas de transmisión” expresó René Vaca Guzman, presidente de la CEA.

Actualmente Argentina cuenta con 57 Parque Eólicos en funcionamiento, distribuidos a lo largo y ancho del país, los cuales suman 3.292 MW de potencia eólica instalada. “Estamos convencidos que el año en curso será desafiante al igual que el 2021. Las energías renovables y la transición energética han llegado para quedarse y es el camino de crecimiento hacia una economía más sustentable, alineada con las metas de reducción de emisiones de Argentina”, concluyó Vaca Guzmán.

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La CEA lideró la generación eólica en 2021

. La Cámara Eólica Argentina (CEA), que agrupa a los principales generadores, tecnólogos y fabricantes que integran la cadena del sector, lideró nuevamente la generación de energía eólica en 2021. Más del 78 % de la generación producida a partir del viento durante el año pasado provino de los distintos Parques Eólicos que pertenecen a los socios de la CEA.

Según los datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), durante el 2021, el 13 % de la demanda total de energía eléctrica fue abastecida a partir de fuentes renovables y el 74 % se generó desde el sector eólico.

Con estos datos, las 11 empresas generadoras asociadas a la CEA representaron casi el 80 por ciento del total generado.

En un año con grandes desafíos para la industria eólica, las energías renovables han demostrado ser un pilar clave para sostener la demanda energética del país durante el 2021. La generación del sector eólico ha sido fundamental para abastecer al sistema con una generación de 12.682.744 MWh de energía. Además, octubre fue el mes récord de generación, con un registro total de 329.412 MWh.

Los miembros de la CEA que han sido parte de este logro son: Genneia, PCR, Central Puerto, Goldwind, AES, Aluar, Envision, Grupo Frali, PAE, Parque Eólico Arauco e Hychico.

Asimismo, de cara a este 2022, desde la CEA esperan que se consolide el Mercado a Término (Mater). “La demanda de las empresas privadas es muy importante y a pesar de que la demanda supera ampliamente a la oferta, las empresas asociadas a la CEA hacen esfuerzos enormes para poder ampliar su capacidad instalada, maximizando la escasa capacidad de transporte disponible en las líneas de transmisión” expresó René Vaca Guzman, presidente de la CEA.

Argentina cuenta con 57 Parque Eólicos en funcionamiento, distribuidos a lo largo y ancho del país, los cuales suman 3.292 MW de potencia eólica instalada. “Estamos convencidos que el año en curso será desafiante al igual que el 2021. Las energías renovables y la transición energética han llegado para quedarse y es el camino de crecimiento hacia una
economía más sustentable, alineada con las metas de reducción de emisiones de Argentina”, concluyó Vaca Guzmán.

Acerca de CEA: La Cámara Eólica Argentina (CEA) es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica. https://camaraeolicaargentina.com.ar/

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Tenaris reducirá su huella de CO2 con la construcción de un parque eólico Buenos

Tenaris invertirá 190 millones de dólares para la construcción de un parque eólico en la localidad bonaerense de Adolfo Gonzales Chaves. El proyecto abastecerá cerca del 50% de la energía eléctrica requerida por el Centro Industrial de la compañía en la ciudad de Campana, reduciendo las emisiones de CO2 en 152.000 toneladas por año.

Gonzales Chaves es una ubicación favorable para la producción eólica de energía eléctrica. El plan de desarrollo contempla una capacidad instalada total de 100,8 MW (24 turbinas de 4,2 MW cada una), con un factor de utilización de 58%yuna producción eléctrica anual total de 509 GWh. Se proyecta elfuncionamiento pleno del parque para mediados del 2023. “Con esta adquisición estratégica damos un gran paso en la reducción de emisiones vinculadasel uso de energía renovable en nuestro proceso productivo”, expresó Javier Martínez Álvarez, Presidente de Tenaris para Cono Sur.

La posibilidad de obtener energía a partir de fuentes renovables es un componente clave de los esfuerzos para reducir la huella de carbono en la producción industrial a nivel mundial, y es uno de los ejes del plan 2030 de Tenaris, cuyo objetivo es disminuir la intensidad de sus emisiones.

En febrero de 2021, la compañía anunció su plan de reducir las emisiones de CO2 por tonelada de acero en un 30% (comparado con su nivel en 2018) hacia 2030, a través del incremento del uso de chatarra -el acero es un material 100% reciclable-, el logro de una mayor eficiencia energética y un plan de inversiones en energías renovables, entre otras acciones. Al respecto Carolina Bengochea, Directora Global de Medioambiente de Tenaris, comentó que “esta adquisición es un gran hito para Tenaris. La construcción de un parque eólico, que podrá suplir casi la mitad del consumo eléctricode nuestra mayor planta argentina, es un paso firme e inequívoco hacia la reducción de emisiones y la producción de acero con bajos niveles de CO2”.

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Prórroga para inscribierse en la WGC2022

El Comité Organizador Nacional (NOC) de WGC2022 extendió hasta el 31 de marzo de 2022 el registro para la 28.ª Conferencia Mundial del Gas (WGC2022)
La extensión Early Bird dará a nuestros colegas de la industria del gas y la energía más tiempo para registrarse y ahorrar en un boleto para asistir a WGC2022 en Daegu, Corea del Sur, del 23 al 27 de mayo de 2022. “Estamos encantados con el nivel de interés y entusiasmo de nuestros oradores, expositores, patrocinadores, socios y asistentes en asistir a la conferencia y exposición en persona en Daegu el próximo mayo, a pesar de COVID-19”, dijo Bong Kyu Park, copresidente del NOC para WGC2022. “El NOC se complace en ofrecer la máxima flexibilidad a todos nuestros colegas dentro de la industria del gas y la energía y lo alienta a registrarse ahora para aprovechar este beneficio especial de registro”.

Los organizadores señalaron que se otorgarán reembolsos completos por cualquier cancelación de registro recibida antes del 31 de marzo de 2022. No se otorgarán reembolsos por cancelaciones recibidas después del 31 de marzo de 2022, excepto en los casos en que los asistentes deban cancelar su registro debido a la restricción de entrada por parte del gobierno de Corea. la República de Corea debido a COVID-19 o pandemia equivalente.
El evento se está planificando bajo la estrategia ‘Vivir con Covid’ del gobierno coreano, un enfoque proactivo bajo el cual se llevan a cabo los preparativos para WGC2022. El CON ha estado trabajando en estrecha colaboración con la oficina del Primer Ministro de Corea y puede confirmar que todos los asistentes al WGC2022 que planeen visitar el WGC estarán exentos de la cuarentena a su llegada a Corea.
La solicitud de exención de cuarentena estará disponible a través del portal en línea a partir de mediados de marzo que será proporcionado por WGC2022.

WGC2022 ofrecerá muchas oportunidades de participación a través de los diversos programas informativos, como en la Plenaria, Discursos de Almuerzo, Debates Actuales, Perspectivas de la Industria, Tecnología e Innovación, Cursos de Formación Profesional y Programa de Jóvenes Líderes.
Los oradores emprenderán el debate sobre los problemas críticos que enfrenta la industria, discutirán la necesidad de satisfacer la creciente demanda mundial de energía mejorando la accesibilidad, la disponibilidad y la asequibilidad mientras abordan los objetivos de emisiones netas cero y remodelan la trayectoria para la transición energética.
La conferencia ya ha confirmado a más de 120 líderes distinguidos de la industria del gas y la energía como oradores y expertos de la industria recientemente confirmados como Fatih Birol de la Agencia Internacional de Energía, Alexey Miller de Gazprom, Kitack Lim de la Organización Marítima Internacional, Dai Houliang de CNPC y S.E. Saad Sherida Al-Kaabi de QatarEnergy.
Con el registro anticipado ampliado hasta el 31 de marzo, todavía hay mucho tiempo para registrarse y unirse a la conversación energética sobre el tema del evento, Un futuro sostenible: alimentado por gas, que tendrá lugar en Daegu, Corea del Sur, del 23 al 27 de mayo de 2022.

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Récord de ganancias para Gazprom Neft

Gazprom Neft, filial petrolera del gigante gasístico ruso Gazprom, obtuvo un beneficio neto atribuido de 503.445 millones de rublos (6.645 millones de dólares) en 2021, lo que supone multiplicar por 4 el resultado registrado en 2020 y un «récord absoluto» para la compañía.

El volumen de negocio de la empresa ascendió el año pasado a 3,1 billones de rublos (40.501 millones de dólares), un 53,5 % más.

El beneficio bruto de explotación o ebitda sumó 891.797 millones de rublos (11.768 millones de dólares), lo que representa un incremento del 114,7 % con respecto al ejercicio precedente.

El flujo de caja libre fue de 500.090 millones de rublos (6.596 millones de dólares), 4,8 veces la cifra de 2020.

El año pasado la producción de hidrocarburos superó los 100 millones de toneladas de petróleo equivalente por primera vez en la historia de Gazprom Neft, indicó la empresa en la presentación de sus resultados financieros.

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Audiencia pública: Energía planteó un aumento entre el 17 y el 20%

La Secretaría de Energía planteó hoy ajustes en las distintas etapas de transporte y distribución de electricidad para que se reflejen en un incremento de “entre el 17% y el 20%” en la tarifa establecida en la factura de los usuarios.

Así lo planteó el director nacional de Regulación del Mercado Eléctrico Mayorista, Marcelo Positino, al exponer en el inicio de la audiencia pública para analizar las propuestas de un nuevo cuadro tarifario provisorio para las distribuidoras Edenor y Edesur, que operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) bajo la órbita del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)

“Se plantea la fijación de precios que se defina de forma tal cuyo impacto final en las facturas de los usuarios oscile entre el 17% y el 20%”, expresó Positino.

Se conocern las propuestas para los nuevos precios de referencia en el Mercado Eléctrico Mayorista el transporte y la distribución de las dos concesionarias metropolitanas
Se conocerán las propuestas para los nuevos precios de referencia en el Mercado Eléctrico Mayorista, el transporte y la distribución de las dos concesionarias metropolitanas

La audiencia pública es presidida por la interventora del ENRE, María Soledad Manín, y comenzó a las 8.08 con una breve intervención del secretario de Energía, Darío Martínez, quien planteó como premisa el “compromiso” del Gobierno para que “los aumentos tarifarios siempre sean inferiores a la evolución de los salarios”.

Positino señaló en su exposición que en 2021, en un contexto de crecimiento de la demanda y la generación, hubo una emergencia hídrica caracterizada por la bajante más aguda del caudal del río Paraná en 77 años.

En consecuencia, la generación de energía hidroeléctrica cayó 17,1% y debió recurrirse a una mayor generación térmica (con un mayor consumo de combustibles, que en el caso del gasoil creció un 137%) y, en menor medida, por energías renovables.

“Por estas circunstancias se prevé que los costos aumenten en 2022 respecto de 2021”, advirtió el funcionario.

Asimismo, puntualizó que si los subsidios a la energía eléctrica aumentaron en 2021 fue “principalmente por los costos de generación, debido a la devaluación y el precio de los combustibles”, que representaron un valor adicional de $ 394.326 millones.

En ese sentido, indicó que para afrontar esos mayores costos “las 17 distribuidoras más grandes del país aumentaron en 2021 sus tarifas en un promedio del 23%”.

Por otra parte, Positino aseguró que si en febrero de 2021 se hubiera otorgado un incremento del 40% en la tarifa final de los usuarios “los subsidios habrían disminuido un 16%”.

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Bajó el precio del gas en Europa

Los mercados energéticos se distendieron después de que Putin anunció el retiro de tropas en la frontera de Ucrania. Por tanto, el principal índice de referencia, el TTF holandés, cerró la sesión del martes con una caída del 15,91% situándose el precio en los 67,92 €/MWh.

Es la primera vez que el precio de este combustible fósil baja de los 70 €/MWh en lo que va de año y es el más barato desde el pasado 11 de noviembre.
La decisión del Kremlin fue suficiente para que el mercado de gas en Europa se dé un respiro tras casi un año de continuas subas y que en los últimos meses había llegado a alcanzar los 166 €/MWh.

Ahora, tras varias semanas de negociaciones, Rusia retiró sus tropas de la frontera con Ucrania, y se espera que con ello se tranquilicen las posturas para un mayor suministro de gas hacia Europa con la puesta en marcha del gasoducto Nord Stream 2 que se conecta con Alemania.

Este caída también tuvo efecto en otros mercados de gas como el ibérico. El precio en el Mibgas también bajó con fuerza hasta los 68,5 €/MWh tras bajar casi 11 euros en la sesión.

Esta caída hará que en los próximos días el precio de la electricidad se relaje un poco y se sitúe en niveles de 140-150 €/MWh, unos precios que siguen siendo altísimos pero que poco a poco van bajando respecto a los niveles de 300 que se vieron durante el pasado otoño en el Viejo Continente.

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El Gobierno apeló el fallo que paraliza el Offshore

El Ministerio de Ambiente presentó la apelación al fallo del Juzgado Federal N° 2 de Mar del Plata que paraliza la exploración Offshore en el área CAM 1.

En un texto que supera las 60 páginas la presentación gubernamental realiza un pormenorizado análisis del fallo, lo cuestiona, e incluso solicita “la recusación con expresión de causa del doctor Santiago José Martín”.

Además de los fundamentos conceptuales y técnicos que refutan el fallo, la apelación presentada por el Ministerio de Ambiente incluye la recusación al Juez actuante “por manifiesta vinculación con principales actores que promueven la cautelar que frenó la actividad”.

Asimismo, el texto presentado describe todo el procedimiento técnico y legal (incluída la consulta a actores sociales) seguido por las autoridades para desembocar en la autorización de sondeo de la CAM1, y otras aledañas.

Además detalla todos los antecedentes que registra el país en materia de prospección, exploración y explotación de recursos hidrocarburíferos en el Mar Argentino. De hecho, el 18 % del gas natural que se consume en el país proviene de yacimientos mar adentro.

También sitúa el actual programa, con especial hincapié en el gas natural, en el marco de la transición energética proyectada para las próximas tres décadas hacia el desarrollo de los recursos renovables.

Al respecto, el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, expresó que “el Gobierno apeló este fallo por dos razones centrales:  sus fundamentos están desvinculados de la realidad, y el fallo genera profundo daño al desarrollo de la producción y a la generación de trabajo y actividad económica en las ciudades costeras”.

Martínez agregó que “el fallo que apeló la apoderada del Ministerio de Ambiente, ignora absolutamente los máximos  niveles de cuidado del ambiente y los estrictos estándares internacionales de seguridad operativa comprobada que se han alcanzado en la producción Offshore y que aplicarán en estos proyectos”.

El funcionario explicó que “este fallo está fundamentado en preceptos erróneos, equivocados, sin relación con la actividad petrolera que se va a desarrollar, y denota profundo desconocimiento sobre la misma, su historia y sus características.

El Secretario de Energía manifestó que “por otra parte este fallo genera un freno injustificado  a la generación de miles de puestos de trabajo para los argentinos y argentinas que viven en las ciudades ribereñas y oportunidades de mayor actividad para sus Pymes, así como priva al país de desarrollar y aprovechar los recursos energéticos que necesita”.

Martínez reiteró que “esta actividad y sus operaciones se desarrollarán a mas de 300 kilómetros de distancia mar adentro de la Costa Atlántica, por lo cual, además de la utilización de estrictos protocolos de seguridad y protección ambiental en las operaciones,  garantizan que no existirá contaminación visual alguna”.

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ADEERA repudia la violencia contra trabajadores del sector

. La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) repudia cualquier acto violento contra los trabajadores del sector energético.

En fecha reciente una cuadrilla de Edesur fue agredida por vecinos cuando intentaba regularizar una conexión ilegal en la localidad bonaerense de Guernica.

El hurto de energía está gravemente penado por la ley porque atenta contra la seguridad de nuestros trabajadores y de las personas que se conectan ilícitamente al servicio, y genera una afectación que deteriora las instalaciones de la red de distribución, los hogares y el ambiente.

Asimismo, desde la Asociación seguimos con preocupación la adulteración de medidores que es llevada a cabo por personas inescrupulosas que ofrecen el servicio de ahorro de energía, reducción de tarifas y eficiencia energética en redes sociales, cuando en realidad detrás de eso lo que existe es un delito. Quienes lucran ofreciendo realizar este tipo de conexiones irregulares y aquellos que los contratan, son cómplices y partícipes necesarios de esta actividad ilegal.

Los trabajadores del sector, considerados esenciales desde el inicio de la pandemia, trabajan las 24 horas de los 365 días del año para brindar un servicio eléctrico de calidad, priorizando siempre a los usuarios y la sustentabilidad del servicio.

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Naturgy en la prevención, detección y eliminación de fraudes

Naturgy, distribuidora de gas por redes del norte y oeste del conurbano bonaerense, recuerda su línea telefónica (0810-333-6862) para informar ilícitos.

En el marco de su campaña de prevención, detección y eliminación de fraudes, Naturgy recuerda que las redes de gas de la distribuidora y los medidores solo pueden ser manipulados por personal autorizado por la compañía.

Alterar las instalaciones de gas de la distribuidora y/o adulterar o de cualquier otra forma afectar un medidor, además de constituir un delito, representa también un potencial riesgo tanto para la seguridad de las personas como de sus bienes materiales.

Por ello, Naturgy desea concientizar a los vecinos de su área de distribución sobre los riesgos que conlleva este tipo de ilícito, solicitando que, en caso de tomar conocimiento de los mismos, sean denunciados al 0810-333-6862 o por mail a denuncias@naturgy.com.ar. Si el denunciante lo desea, las mismas pueden realizarse en forma anónima.

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 más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 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

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AXION energy presenta su propio equipo de competición

AXION energy Sport es el nuevo equipo que desembarca con cuatro autos de Súper TC2000 y cuatro de TC2000

Luego de varias temporadas y una extensa relación acompañando a equipos de Súper TC2000, AXION energy presenta su propio equipo de competición dentro del automovilismo argentino: AXION energy Sport de TC2000 y TC2000 que tendrá su debut 12 y 13 de marzo en el Autódromo ciudad de Rosario, primera fecha del torneo 2022.
AXION energy y Castrol mantienen un acuerdo de cooperación con Renault Argentina desde 2020, a través del cual la marca francesa utiliza y recomienda los combustibles AXION energy y lubricantes Castrol en sus vehículos de calle. Bajo dicha alianza, este año el equipo oficial AXION energy Sport apuesta a la competición local y saldrá a las pistas a bordo de cuatro Renault Fluence GT que irán a pelear lo más alto del podio en ambas categorías.
Pernía, Milla, Montenegro y Barrios serán los pilotos 2022 en Súper TC2000
Será la presentación por primera vez del Axion Energy Sport de Súper TC2000 que contará con cuatro unidades Renault Fluence GT en manos de Leonel Pernía, Matías Milla, Ignacio Montenegro y Felipe Barrios.
La escuadra comandada por Alejandro Reggi y Marcelo Ambrogio, que seguirá contando con el vital aporte en la faz deportiva de Miguel Angel Guerra, buscará un año más ser verdadero protagonista dentro de esta categoría tan importante en el automovilismo argentino
Con el mismo plantel técnico de 2021, con colores renovados y con la expectativa propia de tener un arranque positivo, el team saldrá en busca de ser protagonista en los doce capítulos que comprende la presente temporada.
El Axion Energy Sport de TC2000 se suma con 4 unidades
En el TC2000, el equipo AXION energy Sport tendrá cuatro vehículos piloteados por Facundo Marques, Ignacio Montenegro, Felipe Barrios y Martín Venturino, quienes estarán al comando de los Renault Fluence de TC2000
El equipo campeón 2021 de equipos se renueva con el vital apoyo de AXION energy y Castrol y va nuevamente en busca de los tres títulos en juego.
Luego de un gran año, el equipo Ambrogio Racing cambia de nombre y a partir de este año con nuevos colores se denominará Axion Energy Sport TC2000.
Para ello pondrá en pista cuatro Renault Fluence GT en manos de Marques, subcampeón 2021, del chileno Barrios y de las dos nuevas incorporaciones: Montenegro y Venturino.

De esta manera, y con una plantilla joven y renovada, el team buscará una vez más llegar a fin de temporada con chances ciertas y concretas de pelear por cosas importantes.
“Estamos honrados de anunciar este renovado equipo que continuará construyendo nuestra imagen de marca en la categoría de turismo con más tecnología”, aseguró Cecilia Panetta, Directora de Marketing de AXION energy.

Sandra Yachelini (vicepresidente comercial de AXION energy): “Vivimos con mucha emoción el lanzamiento del equipo AXION energy Sport STC2000 y TC2000. Es la primera vez que competiremos con un equipo líder, que ha demostrado su gran capacidad de permanecer en el podio durante los últimos años. Estamos convencidos de que, junto a la potencia de AXION energy, nuestros pilotos volverán a estar en la cima de esta exigente competición”.

Alejandro Reggi (Director AXION energy Sport): “Quiero agradecer el gran apoyo y respaldo brindado por AXION Energy a este nuevo proyecto. Estoy muy orgulloso de poder representar estos nuevos colores y como siempre vamos a dejar todo para lograr los campeonatos que se merece esta empresa para este 2022”.Marcelo Ambrogio (Director del Equipo): “Estamos en el inicio de un nuevo año y con un desafío muy importante que es poner a AXION energy y Castrol en lo más alto. La confianza depositada en nuestro equipo de trabajo es muy importante y junto al excelente plantel de pilotos que tenemos en ambas categorías queremos pelear por todo lo que hay en juego. Será fundamental ir creciendo fecha a fecha para consolidar los objetivos planteados”.
Leonel Pernía : “Un nuevo año lleno de desafíos está frente nuestro y no vamos a dejar pasar ninguna oportunidad. Continuaremos con el compromiso intacto para no bajarnos del podio en esta temporada”.

Matías Milla : “El año pasado logramos conformar un equipo sólido, con alto rendimiento en la pista. Fue un trabajo duro pero lo logramos y eso se vio en los resultados. Estamos convencidos de que este año será bisagra para el equipo y lograremos subirnos a lo más alto de la mano del AXION energy Sport STC2000”.
Con este nuevo equipo, AXION energy Sport agrega una nueva categoría de Motosports para los hinchas de la equis blanca y magenta; y se suma a los fanáticos de las dos ruedas que disfrutan de la potencia del renovado equipo AXION energy Sport MX liderado por Radikal y sus pilotos Darío Arco y Nicolás Rolando.
Seguí todas las novedades a través de @axion_energy_oficial y @castrolargentina.

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Las exportaciones mineras superaron los US$ 3.200 millones con una suba del 23 %

Las cifras se desprenden de un informe elaborado por la Secretaría de Minería, donde también adelantaron que el empleo de las empresas del sector llegó a los 31.323 puestos de trabajo promedio anual, valor que resultó 2,7% superior al del año anterior.

Las exportaciones mineras alcanzaron en 2021 los US$ 3.230,54 millones, monto que representa una suba del 23,3% respecto al año anterior, en tanto el empleo de las empresas del sector llegó a los 31.323 puestos de trabajo promedio anual, valor que resultó 2,7% superior al del año anterior, de acuerdo a un informe de la Secretaría de Minería.

El reporte señaló que las exportaciones mineras de diciembre registraron un aumento del 39,8% respecto al valor del mismo mes del año previo, período en el que hubo una tendencia alcista de las divisas generadas por las exportaciones de los principales commodities.

Las cifras se adaptan a los valores de las exportaciones generales, ya que, según datos de la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, en el acumulado anual, las ventas externas durante el año pasado fueron las más altas desde 2012.
Las principales provincias exportadoras de minerales fueron Catamarca, Jujuy, San Juan y Santa Cruz.

Entre el desempeño de los metales se destaca el monto del oro exportado que aumentó un 43,9% y la plata un 227,2% con respecto a diciembre 2020, mientras que las exportaciones de litio crecieron un 202,3% con respecto al mismo mes del año previo.

Respecto de los minerales no metalíferos mostraron, en su mayoría, un comportamiento positivo en las exportaciones de diciembre comparadas con las del mismo mes del año anterior.

El mayor aumento de las exportaciones se registró en el caso de la caliza, dolomita y creta, con un incremento del 100,1 % en las divisas generadas, seguidas por el yeso con una suba del 82% situación que impactó en los saldos exportados.

En cuanto a la cal, fue de los pocos minerales que registró un descenso del 8,9%.

Las principales provincias exportadoras de minerales fueron Catamarca (US$ 114,48 millones), Jujuy (US$ 361,68 millones), San Juan (US$ 845,51 millones) y Santa Cruz (US$ 1,616,99 millones).

En cuanto al empleo sectorial, el promedio anual 2021 se ubicó en 31.323 puestos de trabajo, valor (+2,7%) superior al del año anterior 30.494; aunque el empleo registrado privado en diciembre mostró una baja de 0,2% con respecto a noviembre, mes donde registró su pico, 31.765 puestos de trabajo.

No obstante, el valor de diciembre se ubicó en 31.709 empleados, el cual se encuentra por encima del promedio anual 2021 de 31.323 puestos.

Este incremento se puede apreciar desde abril, momento donde registró el valor mínimo en el año (30.998 empleados), situación que va en línea con la recuperación pospandemia de la economía.

En la comparación interanual el nivel de empleo solo mostró variaciones negativas en los sectores de No Metalíferos (-3%) y Minerales no clasificados previamente (-14,2%).

Mientras que el resto ha registrado importantes mejorías, en particular “Exploración y Financiación para el Litio” (+32,1%) y “Exploración y Financiación en Metalíferos” (+28,1%).

También se observa, si se realiza una distinción por género, cómo la participación en el empleo minero por parte de las mujeres ha ido en aumento, pasando de representar el 8,1% del staff en 2019 a 8,9% en el 2021.

Sobre el empleo por región, se puede apreciar que el Noroeste y la región de la Patagonia fueron las que mostraron mayores incrementos en sus puestos de trabajo mineros (+9,3% y +8,2%, respectivamente), mientras que las zonas que registraron impactos negativos fueron la Cuenca Chacopampeana – Mesopotamia (-10,5%) y Sierras Pampeanas (-5,7%).

En cuanto a las exportaciones de origen provincial acumuladas durante los 12 meses del año. Se observa una importancia relativa de las exportaciones principalmente mineras, sobre las exportaciones totales, esto muestra el rol central que ocupa la actividad minera en estas provincias.

Catamarca sigue encabezando esta tendencia con una participación en las exportaciones del 85,8% sobre el total, seguido por Santa Cruz 77,2%, San Juan 75,2% y Jujuy 68,9%.

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Guzmán: “El Gasoducto Néstor Kirchner aumenta el potencial energético del país”

El ministro de Economía, Martín Guzmán, destacó que “con el Gasoducto Néstor Kirchner se está poniendo en marcha uno de los proyectos de infraestructura más importantes para el funcionamiento de la macroeconomía de los próximos años”. El proyecto generará cerca de 6.000 empleos directos e indirectos.

El Gobierno Nacional publicó el Decreto 76/2022 y dio un paso clave para aumentar el potencial energético de la Argentina. Le otorga la concesión del transporte del nuevo gasoducto troncal a Integración Energética Argentina S.A. (IEASA) y la autoriza a constituir un fideicomiso para la ejecución de la primera etapa de la obra.

En este sentido, el ministro Guzmán destacó que a través del DNU que crea las condiciones para licitar y ejecutar la primera etapa de la obra, la Argentina está “poniendo en marcha uno de los proyectos de infraestructura más importantes para el funcionamiento de la macroeconomía de los próximos años”.

En tanto, el secretario de Energía, Darío Martínez​, sostuvo que “el Plan Gas.Ar y el Gasoducto Néstor Kirchner son partes inseparables de la misma política de Estado, que este DNU viene a consolidar, generando trabajo para más argentinos y sustitución de importaciones por miles de millones de dólares”.

Por su parte, el Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), Federico Bernal, manifestó que “se trata de una decisión estratégica del Presidente Alberto Fernández, que contribuirá a la puesta en valor de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo”.

El Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional y el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, diseñado por la Secretaría de Energía, prevé una inversión de más de 3.400 millones de dólares, que serán desembolsados en dos etapas.

El programa Transport.Ar impulsará la ampliación del sistema de transporte de gas. Se enmarca además en el esquema de políticas que se establecieron desde el Ministerio de Economía para promover la generación de divisas y va de la mano con el Plan Gas.Ar, que ha permitido detener el declino en la producción de gas y así reducir las importaciones del insumo.

Ampliar el sistema de gasoductos permitirá aumentar la producción, garantizando el abastecimiento interno, además de sustituir importaciones de GNL, gasoil y fueloil, fortalecer la seguridad energética y lograr mayores exportaciones.

Esto significa un importante ahorro de divisas, lo que contribuirá a una mayor estabilidad de la balanza de pagos que le permita a la Argentina tener una situación más robusta en el frente externo para poder crecer, destacó Economía.

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Zamora y autoridades de YPF analizan proyectos de energías renovables

El gobernador de Santiago del Estero, Gerardo Zamora, mantuvo una reunión con autoridades de YPF con el objetivo de avanzar de manera conjunta en proyectos de energía renovable que beneficien a la provincia.

En el encuentro encabezado por el mandatario santiagueño estuvieron el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano; y el gerente de Planificaciones y Políticas de Energía, Ariel Garzón.

Además, participaron el jefe de Gabinete, Elías Suárez; la ministra de Justicia y Derechos Humanos, Matilde O’Mill y el ministro de Obras Públicas, Argentino Cambrini.

Tras la reunión, González detalló que “junto al gobernador estamos revisando proyectos que tiene Santiago del Estero, fundamentalmente en relación a la posibilidad de desarrollo de energía solar, geotérmica y eólica, que son los tres vértices sobre los cuales se pueden trabajar”.

Asimismo, añadió que “la idea es avanzar con la provincia en proyectos renovables con la estructura que tiene YPF y el apoyo del Gobierno Provincial, razón por la cual estamos intercambiando información y viendo la posibilidad de hacer más estudios”.

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Vista incrementó 42% sus reservas probadas totales y 46% su producción anual

Vista anunció a los mercados un incremento interanual en sus reservas probadas,
estimadas y certificadas de petróleo y gas del 42 %, totalizando 181.6 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2021. El índice de reemplazo de reservas ascendió 447 por ciento.

Además, alcanzó una producción promedio anual de 38.845 boe/d, lo que significó un
aumento del 46 % año contra año. La producción del cuatro trimestre del año pasado fue de 41.064 boe/d, un incremento del 34 % contra el mismo periodo del año anterior impulsado principalmente por el desarrollo de su proyecto insignia Bajada del Palo Oeste.

“Esto constituye un logro sobresaliente de nuestro equipo operativo, al tiempo que
continuamos probando la calidad de nuestro acreaje en Vaca Muerta y nuestra habilidad para generar un crecimiento rentable”, comentó Miguel Galuccio, presidente y CEO
de Vista. Y agregó que “al seguir invirtiendo en Bajada del Palo Oeste, esperamos continuar incorporando locaciones de pozos nuevos a nuestra base de reservas probadas”.

Las reservas probadas certificadas de petróleo y gas natural de Bajada del Palo Oeste fueron estimadas en 155.0 millones de barriles de petróleo equivalente.

Vista es hoy el tercer productor de petróleo y el segundo operador de shale oil de la Argentina. Su modelo de negocio basado en la agilidad, la eficiencia y la sustentabilidad, es liderado por un equipo de expertos en el desarrollo de activos no convencionales.

La compañía planea invertir 2.300 millones de dólares en los próximos cinco años con el
objetivo de duplicar su producción a más de 80.000 barriles de petróleo equivalente en 2026, año en el que también espera alcanzar un EBITDA ajustado de aproximadamente 1.100 millones de dólares.

El miércoles 23 de febrero, Miguel Galuccio encabezará la presentación de resultados de Vista del 2021 y del cuatro trimestre del mismo año.

Vista es una compañía energética con foco en Vaca Muerta, que opera desde el 4 de abril de 2018 y cotiza en la Bolsa de Valores de México y en NYSE. La compañía desarrolla activos de alta calidad y bajo costo en Argentina.

En Vaca Muerta, Bajada del Palo Oeste es su principal desarrollo de shale oil en el que actualmente hay 40 pozos en producción y un inventario de 850 pozos aproximadamente.
Vista puntualizó que aspira a ser protagonista en la transición energética, con el objetivo de convertirse en una compañía de energía confiable, y de bajas emisiones de carbono.

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La industria quimicaca y petroquímica creció 9%

Elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), el informe mensual con el panorama sectorial resalta que durante diciembre del 2021 la producción del sector creció un 9% intermensual favorecido por los productos básicos orgánicos y finales agroquímicos. La variación interanual aumentó el 3% mediante los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos, como también los subsectores de más influencia. No obstante, el acumulado del año cayó un 13% producto de las paradas de plantas y el contexto a nivel país por la pandemia.

La reseña elaborada por la CIQyP® indica que las ventas locales se incrementaron un 12% interanual, producto del aumento de volumen y precios de los productos a nivel global, considerando, además, la depreciación del dólar, con los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos como los subsectores más influyentes. La caída del 21% en la variación intermensual se explica por factores estacionales y algunas paradas de planta que hubo en el mes anterior y no se acumuló stock. En algunos casos en particular, si bien aumentó el volumen vendido, bajó el precio.

El informe señala también que las exportaciones destacan un crecimiento del 1% intermensual y 81% interanual producto de los mayores volúmenes vendidos y aumento de precios, principalmente de los productos finales termoplásticos. Estos productos contribuyen al aumento del 54% para la variación acumulada.

Con respecto a los datos de la muestra de la CIQyP® se detalla que la capacidad instalada del sector durante diciembre tuvo un uso promedio del 60% para los productos básicos e intermedios y del 96% para los productos petroquímicos.

Durante diciembre de 2021 la balanza comercial de los productos alcanzó un déficit de 566 millones de dólares, 52% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 55% en las importaciones y del 61% en las exportaciones.

El informe realizado por la CIQyP® establece que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron un aumento de un 21% en su producción respecto a noviembre. No obstante, las ventas locales cayeron un 5% y las ventas externas un 45%. La variación interanual y el acumulado también registran valores positivos.

En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante diciembre de 2021, alcanzan los 400 millones de dólares, acumulando un total de USD 4.307 millones durante los 12 meses del 2021.

“El último mes de un segundo año tan particular cómo el 2021, el sector mostró una leve mejora comparado a datos del 2020 debido a la dinámica de las cadenas de valor, sin embargo, hay que seguir atentos a la evolución de toda la industria ya que muestra que aún sigue afectada por el contexto económico a nivel país y mundial”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

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Subió el precio del petróleo

El precio del barril de petróleo de calidad Brent llegaba a alcanzar este lunes los 96,09 dólares antes de la apertura de las bolsas europeas, su precio más alto desde finales de septiembre de 2014. El pasado viernes, el precio del crudo Brent era de 94,44 dólares por barril.

En el caso del petróleo West Texas Intermediate (WTI), el precio del barril llegaba hasta los 94,94 dólares por barril, frente a los 93,10 dólares del anterior cierre.

En lo que va de año, el petróleo Brent se ha encarecido más de un 21%, mientras que el crudo WTI, de referencia en Estados Unidos, se ha revalorizado más de un 26%.

El asesor de Seguridad Nacional de la Casa Blanca, Jake Sullivan, afirmaba este domingo que Rusia podría invadir Ucrania «cualquier día desde hoy», incluso esta misma semana.

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Kulfas: “Por una minería inclusiva y sustentable”

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, sostuvo en Santa Cruz que “el desarrollo de una minería inclusiva y sustentable no solo es el motor para el crecimiento de las comunidades, el desarrollo de la industria nacional y las exportaciones, sino que también impulsa el desarrollo sostenible de la Argentina en el largo plazo porque potencia las inversiones”.

El funcionario visitó el yacimiento minero Cerro Vanguardia, ubicado en el distrito Aurífero del Macizo del Deseado, y destacó que Santa Cruz tiene un rol muy importante en este sentido porque la mitad de la exportación minera del país proviene de minas de esta provincia”.

“Cerro Vanguardia es un ejemplo a seguir y a multiplicar. Argentina necesita mucho de esta producción minera porque es una fuente de muchísimo trabajo para el país y también de generación de divisas que nos van a ayudar a equilibrar nuestra macroeconomía”, señaló  Kulfas.. 

El ministro también resaltó la relevancia de trabajar la agenda de desarrollo productivo verde: “Somos exigentes en que los proyectos mineros tengan los resguardos que corresponden, que sean amigables con el ambiente y que prioricen la inclusión social, y este proyecto cumple todas esas condiciones”. En Cerro Vanguardia, el ministro recorrió el portal de la mina subterránea, el dique de cola, la planta de proceso y el campamento. 

Junto a Kulfas estuvieron el secretario de Industria, Ariel Schale; el subsecretario de Desarrollo Minero, Andrés Vera; y el director nacional de Centro de Estudios para la Producción (CEPXXI), Daniel Schteingart. Por la provincia participaron la ministra de Producción,  Silvina Córdoba; el secretario de Estado de Minería, Gerardo Terraz; la directora de Policía Minera, Guillermina Marderwald; y el presidente de Fomicruz, Estaban Tejada.

Cerro Vanguardia es una operación minera dedicada a la exploración, extracción y tratamiento de oro como producto principal, y plata y carbón como subproductos. La mina tiene participación público-privada, cuya propiedad pertenece a las empresas AngloGold Ashanti (de origen sudafricano) y Fomicruz (estatal provincial).  

Desde 2021 están realizando una inversión, que proyectan hasta 2023, de US$ 170 millones, con una fuerte participación en gastos de desarrollo de mina subterránea y equipos mineros. Su producción acumula exportaciones por US$ 6.126 millones y continúa en actividad, cuando en sus inicios (año 1998) se proyectaba una vida útil de entre 12 y 15 años y exportaciones por US$ 1.225 millones. Hoy en día genera 1.200 puestos de trabajo directos y 500 indirectos.

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Kulfas aseguró que el Gobierno insistirá con el desarrollo off-shore

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, aseguró que el Gobierno nacional va a “insistir” con el desarrollo de los proyectos de exploración de hidrocarburos costa afuera porque no sólo “no genera ningún perjuicio” a la ciudad de Mar del Plata, sino porque la actividad por cada empleo directo aporta otros cinco indirectos.

La Justicia Federal de Mar del Plata ordenó el viernes 11 de febrero la suspensión del proyecto de exploración petrolera a 300 kilómetros de las costas bonaerenses al hacer lugar a una medida cautelar del intendente de General Pueyrredón (JxC), Guillermo Montenegro y organizaciones ambientalistas.

Ese mismo día, el Gobierno nacional anunció que apelará la medida judicial a través del análisis del Ministerio de Ambiente, la Secretaría de Energía y la Procuración General de la Nación.

“Argentina tiene producción offshore hace décadas, y no ha habido ningún tipo de inconveniente”, dijo Kulfas en declaraciones a CNN Radio, al destacar que “por primera vez el Ministerio de Ambiente participa, tomó cartas en el asunto, aumentó las exigencias ambientales como resguardo para esta actividad”.

Además, resaltó que se trata de “una actividad que genera muchísimos puestos de trabajo. Por cada empleo directo que hay en un pozo petrolero, hay 5 indirectos, en diferentes actividades, tecnología, transporte, y Argentina necesita aumentar sus empleos”.

“Vamos a insistir -continuó- porque no hay ningún inconveniente, ningún perjuicio, y creo que sí hay una campaña de desinformación en algunos sectores, por eso queremos informar bien, que esta actividad no va a generar ningún perjuicio para Mar del Plata. Al contrario, va a generar muchos más beneficios por toda la actividad económica que va a movilizar indirectamente.”

Kulfas rechazó el argumento de la justicia para disponer la suspensión de las operaciones de exploración offshore al señalar que “hay un reclamo de que tiene que participar la comunidad de Mar del Plata en la definición, y la verdad es que hubo una audiencia pública, una audiencia donde fueron un montón, cientos de personas de todo el país”.

“Reclaman que no han tenido instancia de participación y la realidad es que sí la tuvieron, la tuvieron todos los sectores. Hubo una audiencia que duró dos días si no me equivoco, por la cantidad de gente que participó y expuso”, aseveró.

YPF y Equinor socias en este proyecto sumaron a Shell en el bloque CAN 100 en el Mar Argentino

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Se firmó el DNU para financiar el Gasoducto Néstor Kirchner (Etapa I)

El presidente Alberto Fernández firmó el viernes el Decreto de Necesidad y Urgencia por el cual se autoriza la constitución de un fideicomiso para la ejecución de la primera etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y que otorgará su concesión a la empresa Integración Energética Argentina (IEASA), informaron fuentes oficiales (a Telam).

El anuncio dado a conocer en Casa de Gobierno permitirá avanzar con el gasoducto que permitirá evacuar el gas incremental de la formación no convencional de Vaca Muerta y cuyo financiamiento para la primera etapa está completamente garantizado con fondos del tesoro, y los que la ley 27.605 de Aporte Solidario le otorgó a IEASA.

El DNU, se explicó, otorga la concesión del transporte del nuevo Gasoducto a IEASA y la autoriza a constituir un fideicomiso como herramienta de administración y financiera del programa.

La firma había sido anticipada esta semana por el secretario de Energía, Darío Martínez, quien previamente había dispuesto, mediante la Resolución 67, la creación del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional, para construir a través de IEASA el Gasoducto Néstor Kirchner y una serie de obras complementarias y de ampliación del actual sistema.

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La Justicia Federal frenó la prospección off shore

El Juzgado Federal Nº 2 de Mar del Plata hizo lugar a una medida cautelar solicitada por varias organizaciones ambientalistas y por el intendente de Mar del Plata, el macrista Guillermo Montenegro para frenar la prospección hidrocarburifera 300 km costa afuera, en la plataforma continental.

Los presentantes sostiene que “faltan estudios de impacto ambiental y que no se dio participación a la población.”

La medida ordena la suspensión de los trabajos de prospección en busca de potenciales reservorios hidrocarburíferos mediante la autorización otorgada por el Gobierno nacional a la empresa Equinor. Ésta no podrá empezar las tareas de sísmica hasta que se dicte una sentencia de fondo.

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La AIE estima que el crudo seguirá alto

Los precios del petróleo se mantendrán elevados por ahora debido al aumento de la demanda, que superará el nivel simbólico de 100 millones de barriles diarios, y a la lenta recuperación de la producción y del refino, estima la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

En su informe mensuall, la agencia señala que la progresiva eliminación de las restricciones sanitarias por la pandemia y la consiguiente reactivación de la actividad económica a nivel global impulsan la demanda, pero también mantendrán altos los precios, que en enero han superado los 90 dólares por barril.
Esa cotización, que ha aumentado un 50 % en un año, es la más elevada desde 2014.

El informe prevé que la demanda global subirá este año en 3,2 millones de barriles diarios (mbd), hasta situarse en 100,6 millones. La producción mundial se situó en 98,7 mbd en enero.

La agencia calcula que la OPEP y sus aliados (OPEP+) han dejado de enviar al mercado más de 300 millones de barriles desde principios de 2021 debido a que sus miembros no han cumplido sus propias previsiones de producción por la lentitud en revertir los recortes aplicados en 2020 por la pandemia.

También cree que los socios de la OPEP+ podrían producir en torno a 2 mbd más, incluso si mantiene sin usar cierta capacidad de producción. Mientras, los países que no forman parte del grupo, como EEUU, Canadá o Brasil, pueden sumar otros 4,3 millones.

El informe destaca también que la producción del sector del refino continuará estando por detrás de la demanda durante la mayor parte de 2022, tal como ha estado en los últimos seis trimestres, lo que influye en las tensiones en el mercado.

Finalmente, los operadores intentan reconstruir sus inventarios y reservas, que han bajado en 2021 a un nivel inferior a la media de los últimos cinco años, lo que añade más presión sobre los precios.

Los cálculos de la AIE apuntan a que si se cumplen los aumentos de producción previstos, el mercado podría entrar en una fase con más extracción que demanda hacia el segundo trimestre, pero apuntan a que parte del crudo extra irá a la reconstitución de inventarios.

En consecuencia, hasta que haya algo de distensión en el sistema, en forma de más inventarios o más capacidad de producción, el mercado seguirá volátil.

La evolución de la situación internacional también influirá en los precios a corto plazo, y por ejemplo una reducción de la tensión en torno a Ucrania quitaría presión sobre los precios, o a la inversa.

De forma similar, un hipotético aligeramiento de las sanciones internacionales sobre Irán podría suponer que ese país ponga más crudo en los mercados.

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Francia profundiza la inversión en nucleares

El presidente francés, Emmanuel Macron, anunció un plan energético para los próximos años que incluye un vasto programa de inversión en eólica y nuclear, con seis nuevos reactores, y una reducción del 40% del consumo de energía.

A ocho semanas de la primera vuelta de las presidenciales, para las que todavía no es candidato oficial, Macron sentó las bases de la política energética de Francia hasta 2050, que pasa por una doble apuesta por las renovables y la nuclear, lo que calificó como “el desafío del siglo”.

Macron promete una solución intermedia combinada y a la que suma una mejora de la efectividad energética que permita reducir el consumo.

En cuanto a la producción, su gran apuesta pasa por la energía nuclear, la única, a su juicio, que garantiza la independencia de Francia sin recurrir a las fósiles, que son las que más emisiones contaminantes producen.

Para ello, anunció la construcción de seis reactores de nueva generación EPR, a los que se sumarán otros ocho en opción, al tiempo que señaló que no se cerrarán los doce actuales que prevé la ley de programación nuclear del país y cuya vida será prolongada.

Aunque no habló de cifras, varios expertos calculan en 50.000 millones de euros el costo de esos seis reactores.

Macron también señaló que se invertirá en el desarrollo de reactores atómicos de pequeño tamaño.

Consciente de que los nuevos reactores no comenzarán a producir electricidad hasta, al menos, 2035, Macron se comprometió a multiplicar por dos el aporte de las renovables en 2030.

“Tenemos que desarrollar de forma masiva las energías renovables”, afirmó el presidente en una planta de producción de turbinas de reactores nucleares de Belfort, en el este del país, donde reconoció que Francia “acumula retrasos” en ese tipo de fuentes de producción.

La energía solar deberá multiplicar por diez su aporte actual, hasta los 100 gigawatios, al tener un impacto menor en el territorio, explicó.

Poco antes de que entre en funcionamiento frente a las costas de Saint-Nazare, en el Atlántico, el primer parque francés de producción eólica en alta mar, Macron anunció la construcción de medio centenar más en los próximos 28 años, para alcanzar los 40 gigawatios de producción.

Al tiempo, aseguró que se doblará la producción de las eólicas terrestres en 2030, para acercarse a los 37 gigawatios.

El presidente indicó que se mantendrá la inversión en otras renovables, como la hidroeléctrica, la biomasa o el biogás, y aseguró que el Estado destinará 1.000 millones de euros a estas fuentes dentro de su programa de inversión «Francia 2030».

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TotalEnergies deja proyecto en el Golfo de Méjico

El grupo francés TotalEnergies anunció que deja su participación en el proyecto del campo de aguas profundas North Platte, en el golfo de México.

Operadora del yacimiento con una participación del 60 %, explicó que su decisión se debe a que cuenta en su cartera mundial con «mejores oportunidades para asignar su capital», según indicó en un comunicado.

TotalEnergies notificó debidamente a su socio, el grupo energético noruego Equinor (40 % de participación) y a las autoridades competentes su «retirada inmediata» del proyecto y su renuncia como operador.

La retirada será efectiva tras un período transitorio que garantice una transferencia ordenada de la función de operador, explicó.

El yacimiento de petróleo de North Platte fue hallado por Total en 2012, cuando fue catalogado como importante, y se encuentra a una profundidad de 1.340 metros en aguas del golfo de México cercanas a EEUU.

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Martínez anunció inminente firma de un DNU que activa la construcción del Gasoducto PNK

.- El Secretario de Energía, Darío Martínez anunció que la Resolución 67/2022 que creó el programa Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional “será complementado por un DNU de inminente firma, que otorga la concesión del transporte del nuevo Gasoducto (Presidente Néstor Kirchner) a IEASA y la autoriza a constituir un fideicomiso como herramienta de administración y financiera del Programa”

El Secretario confirmó que “el financiamiento para la primera etapa está completamente garantizado con fondos del Tesoro, y los que la ley 27.605 de Aporte Solidario le otorgó a IEASA”, y agregó que “se trata de una inversión de 1.566 Millones de dólares, que tiene como obra central el tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto, más otras obras como ampliación de capacidad del Centro Oeste, el Gasoducto Mercedes a Cardales, la ampliación del Neuba II en Ordoqui, los tramos finales Norte y Sur del AMBA, y las dos primeras etapas de la Reversión del Gasoducto Norte”. 

El funcionario informó que en septiembre firmó órdenes de pago por $ 60.190.000.000 para que Tesorería transfiera a IEASA los fondos de la Ley 27.605 de Aporte Solidario, y en diciembre hizo lo propio con una orden de pago por $ 59.000.000.000 para que Tesorería transfiera a IEASA los fondos previstos para Obras de Transporte de Gas del Presupuesto 2021.

Explicó además que “las obras tienen por objeto ampliar la capacidad de transporte en 44 Millones de metros cúbicos diarios, y así utilizar producción nacional y trabajo argentino para sustituir miles de millones de dólares de importaciones actuales de GNC y Gas Oil.”

El Secretario de Energía expresó que “construiremos y licitaremos la primera etapa a través de IEASA, cuyos equipos ya están trabajando con el objetivo de acelerar al máximo los tiempos, con la colaboración de los técnicos de nuestra secretaria”.

Martínez explicó que esta primera etapa “permitirá ampliar en 24 Millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte, y generar puestos de trabajo, producción y ahorros significativos para el país, porque más capacidad de transporte significa la posibilidad y el desafío de producir Gas Argentino para ser transportado, y no dudo que los trabajadores, técnicos, Pymes y las empresas productoras, lo harán realidad, transformando las reservas del subsuelo, en energía para el país”.

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Los países líderes ofrecen suministrar gas a Europa

Joe Biden, presidente de los Estados Unidos y el rey de Arabia Saudita, Salman bin Abdelaziz coincidieron en ofrecer suministro de gas a Europa, en el contexto de la situación entre Rusia y Ucrania. Los dos líderes reiteraron el compromiso de Estados Unidos y Arabia Saudí de asegurar la estabilidad de los suministros globales de energía», indicó la Casa Blanca en un comunicado.

Estados Unidos dijo que está en contacto con grandes productores mundiales de gas natural, con el objetivo de ayudar a la Unión Europea (UE) a encontrar alternativas al suministro ruso.

Los países europeos temen que una posible invasión de Ucrania por parte de Rusia derive en problemas para su suministro energético, que depende en parte del gas ruso.

Arabia Saudí lidera junto a Rusia la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a la que Estados Unidos ha presionado en los últimos meses para que incremente su producción, con el objetivo de rebajar los precios del crudo, que están en niveles máximos desde 2014.

La semana pasada, los veintitrés miembros de la OPEP+ acordaron mantener su calendario con un aumento de 400.000 barriles diarios en marzo, a pesar de la presión de Washington para que abrieran más el grifo.

Por su parte, y con critica internas, el gobierno de Japón se ofreció a enviar gas natural licuado a Europa. El ministro de Industria japonés, Koichi Hagiuda, anunció el ofrecimiento a la espera de concretar cuál sería el volumen del suministro y cuándo llegaría. Fuentes del Gobierno citadas por la agencia de noticias Kiodo dijeron que primero deberán estar cubiertas las necesidades internas.

Las tensiones entre Ucrania y Rusia, el segundo mayor productor del mundo con unos 10 millones de barriles diarios (mbd), y la amenaza de Occidente de fuertes sanciones contra Moscú en caso de una invasión, han contribuido también a que suban los precios.

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Balance positivo para Equinor

La petrolera estatal noruega Equinor, la antigua Statoil, registró beneficios netos de 8.576 millones de dólares en el período de 2021, frente a las pérdidas de 5.496 millones registradas durante el año precedente.

El abultado cambio en el resultado neto de la empresa se debe a la fluctuación de precios del mercado de hidrocarburos durante la pandemia. En 2020, la caída generalizada de precios del crudo llevó a pérdidas a la mayoría de empresas del sector, mientras que el incremento registrado durante 2021 tanto del crudo como del gas natural mejoró.

Los ingresos de Equinor en el conjunto del año se duplicaron, hasta los 90.924 millones de dólares. Por segmentos de negocio, los ingresos procedentes del petróleo crudo se situaron en 38.307 millones , un 56,3% más, al
tiempo que las ventas de gas natural se multiplicaron casi por cuatro, hasta 28.050 millones
Entre enero y diciembre, Equinor facturó 11.473 millones por la venta de productos de refino, un 75,6% más, mientras que los ingresos del segmento de licuados de gas natural experimentaron un alza del 67,5%, hasta 8.490 millones.

Las compras de petróleo y otras materias primas supusieron un gasto de 35.160 millones, un 67,5% más, mientras que los gastos operativos se contrajeron un 2,6%, hasta 8.598 millones, y los de venta, generales y administrativos se situaron en 780 millones, un 10,5% más.

Solo en el cuarto trimestre de 2021, Equinor contabilizó un beneficio neto de 3.370 millones, frente a las pérdidas de 2.416 millones del mismo periodo del año anterior. De su lado, la facturación casi se triplicó, hasta 32.608 millones.

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BP registró ganancias

La petrolera BP obtuvo un beneficio neto atribuido de 7.565 millones de dólares en 2021, frente a las pérdidas de 20.305 millones de dólares registradas en ese mismo periodo el año previo.

La petrolera notificó a la Bolsa de Londres además que su beneficio antes de impuestos, entre enero y diciembre de 2021, fue de 14.427 millones de dólares cifra que contrasta con las pérdidas antes de impuestos de 18.872 millones de dólares registradas en 2020.

El gigante petrolero, que publica sus resultados en dólares porque es la divisa en que cotiza el petróleo, apuntó en la nota que espera que «el suministro y la demanda de crudo se vuelvan a equilibrar a lo largo de 2022» al tiempo que alerta de que es probable que vaya a haber «volatilidad» en los precios este año.

El grupo también anunció una mayor retribución para los accionistas, con la recompra de acciones por otros 1.500 millones de dólares antes de la presentación de los resultados correspondientes al primer trimestre de 2022.

En su balance anual, BP informó también que su deuda neta se situó en 30.613 millones de dólares, lo que representa una reducción del 14 % respecto a enero-diciembre de 2020.

En cuanto a los resultados registrados para el cuarto trimestre del año, BP anunció un beneficio neto de 1.358 millones de dólares.

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