De acuerdo con el cronograma de mantenimiento programado en la Hidroeléctrica Yacyretá, entró en funcionamiento la Unidad Generadora n° 2 de la Central el martes 17 de mayo, informó la EBY.

Entre los meses de marzo, abril y mayo se ha realizado el mantenimiento programado de la U02, el cual fue efectuado por profesionales pertenecientes al Departamento Técnico de la Central Hidroeléctrica Yacyretá.

Las tareas consistieron en el mantenimiento sobre todo el tren de potencia de la unidad, en particular sobre su transformador principal, el sistema Kaplan de movimiento de alabes en el Cubo del Rodete, el sistema de excitación, el generador de la unidad, la playa de maniobras de 500 kV aislada en Hexafluoruro de Azufre ( SF6) y otros sistemas de la turbina que requieren mantenimiento, como el sello del eje, el mecanismo de movimientos de paletas del distribuidor, motores CC/CA, y tableros de unidad.

Además de lo mencionado, se realizaron inspecciones de las zapatas del cojinete de empuje, los pernos de conexión y los brazos oscilantes, se detalló.

Se destacó que las tareas realizadas cumplen el mantenimiento programado (MAPRO) de cada unidad que tiene como objetivo principal agregar valor para mantener las prestaciones originales después de 29 años de servicio permanente a los sistemas eléctricos argentino y paraguayo.

Se firmó en la ciudad de Mar del Plata un acuerdo marco entre la Secretaría de Energía, la CGT y el IAPG con el fin de generar programas de capacitación para trabajadores en el área energética de los hidrocarburos y de la producción offshore.

Participaron de la firma el Secretario de Energía, Darío Martínez; el Secretario General de la CGT Seccional Mar del Plata, Miguel Guglielmotti; el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón; y Guillermo Bianchi por la Universidad Popular de los Trabajadores de Mar del Plata y Zona Atlántica.

En el marco de su visita a la ciudad, Darío Martínez recibió un amplio apoyo de los diferentes sectores sindicales, productivos, profesionales y académicos para avanzar con la exploración offshore en la costa bonaerense, quienes destacaron los beneficios que esta actividad traerá para la ciudad y la provincia, tanto en crecimiento de empleo como en desarrollo económico, destacó Energía.

Durante la firma del convenio Martínez agradeció al Secretario General de la CGT, Miguel Guglielmotti por la iniciativa de crear capacitaciones para los futuros trabajadores y trabajadoras del sector hidrocarburífero y al Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón por el compromiso y la rápida respuesta a ese requerimiento.

“Muchos han criticado la extracción de gas por fracking en Vaca Muerta, pero les aseguro que es gracias a Vaca Muerta y las políticas que hemos llevado desde el gobierno nacional, que hoy, en una circunstancia de guerra en Europa que ha disparado los precios del gas a valores nunca vistos, Argentina puede sobrellevar la situación”, destacó el secretario de Energía.

Durante su recorrido en la ciudad, Martínez participó de una presentación técnica ante sectores de universidades organizada por YPF y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, donde manifestó que “Mar del Plata y toda la costa bonaerense tienen una oportunidad inigualable, que no pueden dejar pasar, ya que la exploración off shore va a redundar en la creación de nuevos puestos de trabajo y en el desarrollo de pymes locales”.

“La industria de hidrocarburos es la que mayor multiplicación tiene de puestos indirectos: por cada trabajador petrolero se crean de 5 a 6 puestos indirectos”, Remarcó.

La visita a la ciudad incluyó el recorrido por dos astilleros del puerto marplatense, donde conversó con los referentes locales sobre el futuro impacto de la exploración offshore en el desarrollo de la industria naval, y la vistia a las instalaciones de la empresa QM en el Parque Industrial, una PyME proveedora de equipamiento petrolero.

“Hoy en el mundo existe la tecnología para explorar y producir petróleo en aguas profundas. En nuestra región, los primeros en adoptarlo fueron los brasileños en 2006, bajo el gobierno de Lula Da Silva. Hallaron petróleo a 150 kilómetros de sus costas. Hoy Brasil produce 3 millones de barriles diarios y se ha convertido en el tercer exportador de nuestro continente”, manifestó Martínez, para ejemplificar el potencial productivo de la cuenca Argerich en el Mar Argentino.

Respecto a la medida cautelar que está frenando el proyecto en la ciudad, Martínez sostuvo: “estamos convencidos de que no hay ninguna contradicción entre producción y protección del medio ambiente. Creemos que con información veraz este clima tan hostil se ha ido revirtiendo y hoy mucha gente se interiorizó de los beneficios del proyecto”.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables, con una potencialidad excepcional en solar y eólica”, y agregó que “además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan energía limpia al Sistema, en el corto plazo estamos impulsando los mercados eléctricos regionales para la incorporación de energías renovables en cada región del país.

“Así vamos a aprovechar la capacidad remanente de transporte, y reemplazar generación diesel costosa y contaminante por generación limpia y competitiva”, agregó, al participar de una “Mesa redonda sobre energía” que organizaron el Institute of the Americas junto al CEARE, en el Alvear¨Palace Hotel.

El subsecretario participó en el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis.

El funcionario resaltó “estamos reactivando y finalizando obras para ampliar la capacidad de transporte en 500 kV, limitada por la falta de inversiones de la gestión anterior. Además, vamos a licitar el Plan Federal 3, con una inversión de 1.200 millones de dólares, y el Plan AMBA I, para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires con una inversión de 1.000 millones de dólares”.

El ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, otorgó a YPF , EQUINOR ARGENTINA, y SHELL ARGENTINA , la extensión por dos (2) años del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración sobre el área offshore CAN_100 (ubicada a unos 300 kilómetros de la costa bonaerense, a la altura de Mar del Plata).

Mediante la Resolución 372/2022 publicada en el Boletín Oficial, se dispuso además que “durante el plazo de extensión referido la empresa permisionaria deberá abonar en concepto de canon la suma establecida por el Artículo 57 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias y por el Decreto 771/2020 (actualización de cánones) para el primer período exploratorio del plazo básico”.

En los considerandos de la Resolución se hace hincapié en la situación planteada por la pandemia del Covid-19, que impidió realizar en tiempo y forma las tareas de exploración previstas originalmente, lo cual explica que “diversas empresas operadoras, titulares y/o representantes de empresas titulares de los permisos de exploración otorgados sobre las áreas CAN_100, CAN_102, CAN_107, CAN_108, CAN_109, CAN_111, CAN_113, CAN_114, AUS_105, AUS_106, MLO_113, MLO_117, MLO_118, MLO_121, MLO 122, MLO 123 y MLO 124 solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio de sus respectivos permisos”.

Ello, “por cuanto la exploración de hidrocarburos en áreas costa afuera se realiza principalmente a través de la adquisición de sísmica para conocer el potencial de los recursos hidrocarburíferos que se disponen en un determinado lugar, lo que conlleva la contratación de buques especialmente diseñados para realizarla, cuya disponibilidad depende del nivel de actividad, logística de la operación y ventanas climatológicas, entre otras variables”, se explicó.

Por medio del Decreto 870/2021 se delegó en la Secretaría de Energía la potestad de revisar y otorgar o rechazar las solicitudes presentadas por las empresas titulares de los permisos de exploración, de extensión del plazo del primer período exploratorio de los permisos de exploración otorgados a través del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, convocado mediante la Resolución 65/18 de la ex SGE.

Las empresas ratificaron el pedido de prórroga oportunamente efectuado y solicitaron que la misma se extienda por dos (2) años, a cuyo efecto se dio cuenta de las inversiones y actividades realizadas hasta la fecha y se presentó un plan de trabajo acorde a los compromisos de actividades estipuladas en su permiso.

La Dirección Nacional de Exploración y Producción de la Subsecretaría de Hidrocarburos “en base a la documentación presentada por las empresas requirentes y a tenor de los informes emitidos por las áreas con competencia técnica en la materia ha verificado el cumplimiento de los requisitos establecidos en el Decreto 870/21”, refiere la Resolución ahora publicada, concediendo la prórroga para avanzar en la exploración.

En lo específico de la CAN-100, la nueva resolución describió que “mediante la Resolución 196/11 de abril 2019 de la ex-Secretaría de Gobierno de Energía del ex Ministerio de Hacienda se convirtió el convenio de asociación para la exploración y eventual explotación del área “E-1” (hoy área CAN_100) suscripto entre las empresas ENARSA, YPF, PETROBRÁS ARGENTINA -actualmente PAMPA ENERGÍA- y PETROURUGUAY con fecha abril de 2006, en un permiso de exploración de hidrocarburos a favor de YPF S.A. en los términos de la Ley 17.319 sobre el área CAN_100 y se acordaron los términos de la citada reconversión del convenio de asociación en un permiso de exploración.

En mayo de 2019 se suscribió entre el Estado Nacional e YPF S.A. el Acta Acuerdo correspondiente.

Mediante las Resoluciones 55/2020 de la Secretaría de Energía (entonces dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo), y 356/2021 de la Secretaría de Energía (luego en la órbita del Ministerio de Economía) se autorizaron cesiones parciales de participación del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN_100 a favor de las empresas EQUINOR ARGENTINA BV y SHELL ARGENTINA S.A., respectivamente.

La Secretaría de Energía encabezó la primera reunión del “Equipo de Trabajo de Aprovechamientos Hidroeléctricos Concesionados” (ETAHC), que realizará un análisis integral del estado de situación de los contratos de concesión de 22 aprovechamientos hidroeléctricos en ocho provincias argentinas. Los primeros de estos contratos vencen en 2023.

El secretario del área, Darío Martínez, señaló que “con la conformación de este equipo, tomaremos decisiones respaldadas por el trabajo de las personas más capacitadas de las áreas específicas del gobierno, y de los distintos sectores relacionados con el desarrollo de las hidroeléctricas”.

Y añadió que “gracias al diagnóstico que generará este equipo, y en una Argentina que demanda cada vez más energía, desde la Secretaría seguiremos trabajando para proveer la energía que nos permita seguir creciendo. Invitaremos a las provincias a participar en este proceso, de acuerdo con el compromiso de reconstruir un país cada vez más federal”.

Por su parte, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo explicó que “el objetivo de esta mesa de trabajo es brindarle al Poder Ejecutivo y, eventualmente, al Poder Legislativo, un informe diagnóstico sobre el estado de situación de las centrales hidroeléctricas concesionadas hace 30 años, y una sugerencia de un camino alternativo a seguir, en relación con su concesión y control en los años venideros”.

El funcionario también recordó que “estas centrales, además de haber sido construidas por el Estado, son un elemento muy importante en el marco de la transición energética que viene dando nuestro sistema eléctrico, para abordar este proceso de manera exitosa”.

Cabe recordar que el ETAHC es un equipo integrado por representantes de la Secretaría de Energía, la Subsecretaría de Energía Eléctrica, CAMMESA, el ENRE, la empresa Energía Argentina (ex IEASA) y de las empresas que actualmente tienen la concesión de los aprovechamientos hidroeléctricos, entre otros.

Este grupo de trabajo tendrá a su cargo el relevamiento integral de veintidós concesiones de aprovechamientos hidroeléctricos en ocho provincias, con una potencia instalada total de 5,8 GW.

Entre las misiones que tiene asignadas, el Equipo deberá elaborar un informe circunstanciado, 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.

Participaron del encuentro además, Sebastían Bonetto, Gerente General de CAMMESA, Soledad Manin, Interventora del ENRE, Gastón Leydet, Subgerente General de Energía Argentina, Hugo Baldasarre, presidente de AGEERA. También estuvieron presentes representantes de Central Puerto, Pampa Energía, el Comité Argentino de Presas, Hidroeléctrica Futaleufú, entre otros.

En vista de los próximos vencimientos de los contratos de concesión de diversos aprovechamientos hidroeléctricos, mediante la Resolución 130/2022 Energía aprobó en marzo último la conformación del ETAHC.

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).

Las concesiones hidroeléctricas comprendidas por la Resolución 130 son : Alicurá, El Chocón, Arroyito, Planicie Banderita, Piedra del Aguila, Nihuiles I,II,III, Agua del Toro, Los Reyunos, El Tigre, Río Hondo, Los Quiroga, Futaleufú, Cabra Corral, El Tunal, Ullum, Escaba, Pueblo Viejo, El Cadillal, Pichi Picun Leufu, Florentino Ameghino. Las concesiones de veinte de estas veintidós hidroeléctricas vencen entre 2023 y 2026.

El objetivo de Europa es reducir lo máximo posible la importación de petróleo y gas que llegan de Rusia, pero lo que ha quedado demostrado en la desunión europea que es más importante pagar menos por la energía que la crisis humanitaria en Ucrania.

Quienes apostaban a las sanciones como arma para “frenar” a Rusia, se han equivocado. Europa pretendía reducir hasta en dos tercios sus importaciones rusas a final de año. La consecuencia directa de esta medida ha sido un incremento en el precio del gas, que ha llegado a costar alrededor de un 20% más tras el anuncio y que arrastró al alza a todos lo precios internacionales de los comodities.

Las “sanciones” aplicadas a Moscú no parecen tener efecto, al tiempo que se fortalece China con los acuerdos por el suministro ruso a Pekín. China es el mayor comprador no europeo de hidrocarburos, actualmente el segundo mayor proveedor de petróleo de China, detrás de Arabia Saudita. Según expertos, uno de los objetivos clave del Kremlin en los próximos años es superar a sus rivales de Oriente Medio para convertirse en el principal proveedor de crudo de China.

Sanciones de ida y vuelta

Desde el Kremlin también se adoptan decisiones para ‘castigar’ a Europa. Tras los cortes de gas a Polonia y Bulgaria, Moscú sancionó a EuRoPol Gaz y se anunció el cierre por parte de Gazprom del suministro por todo el gasoducto Yamal-Europa, que conecta Rusia con el Viejo Continente. De esta forma, exigen que lo gestione otra compañía y, mientras esto no ocurra, seguirá cerrado. El corte significa un duro porrazo para Europa, después de que se cortara también la vía que va hacia la Unión Europea pasando por Ucrania.

Una de las más enérgicas muestras de desunión, fue la manifestada por el gobierno húngaro, que insiste en mantener su oposición a que la Unión Europea (UE) imponga un embargo a las importaciones de petróleo y gas ruso en castigo por su invasión de Ucrania.

“Hungría no ha retirado su veto. De hecho, la postura de Hungría sobre las sanciones al petróleo y el gas ruso sigue igual: no las apoyamos”, declaró en la red social Twitter, Zoltán Kóvacs, secretario de Estado de Comunicaciones Internacionales.

Por su parte, los países del G-7 (Estados Unidos, Alemania, Canadá, Francia, Italia, Japón y Reino Unido) acordaron reducir de forma gradual la dependencia energética de Rusia, pero al parecer la medida fue anticipada por el Kremlin que responde con el corte.

El gasoducto Yamal tiene una longitud de más de 4.000 kilómetros. Nace en Torzhok, en la zona más occidental de Rusia, y finaliza en Fráncfor del Óder (Alemania), tras pasar por Polonia y Bielorrusia y transporte unos 100 Mmm3/d. El tramo afectado en Polonia tiene 683 kilómetros y Gazprom, empresa era la principal accionista y propietaria de las instalaciones.

Tarjeta roja

Rusia sancionó a unas 31 las empresas, la mayoría europeas, pero también de Estados Unidos, que Moscú tenía en “capilla”. Gran parte de esta medida afectará a las antiguas filiales de Gazprom en suelo europeo, en particular en Francia y Alemania. Esto les impedirá mantener sus actuales negocios con Rusia a los operadores, siendo la única alternativa el cambio de empresa. “No habrá ninguna relación con estas compañías, han sido prohibidas y no pueden participar”, dijo el portavoz de Putin, Dmitri Peskov.

Uno de los países más afectados es Alemania, que ya ha respondido por parte de su ministro de Economía, Robert Habeck. Según considera, la inclusión de las filiales de Gazprom en el país germano implicarán una nueva negociación de los contratos, que “probablemente se celebrarán a precios más altos”.

Habeck acusa a Rusia de emplear la energía como “un arma, por lo que la situación se agrava”. Por su parte, el ministro de Relaciones de Ucrania, Dmytro Kuleba, pide a los países de la UE a cortar cuanto antes los lazos energéticos con el Kremlin. “Hay que desconectar el oxígeno energético de Rusia, ha demostrado que no es un socio de confianza, y Europa no se lo puede permitir”.

Finlandia

“La renuncia a la tradicional política de neutralidad militar sería errónea, ya que no existe ninguna amenaza para la seguridad de Finlandia” Dijo Vladimir Putin gas una conversación telefónica con su par finés Sauli Niinistö, sobre la inminente candidatura de Finlandia a la Organización del Tratado del Atlántico Norte (OTAN), que ha provocado el recelo de Moscú.

Tras el diálogo, el Kremlin ordenó la suspensión de las exportaciones de energía eléctrica a Finlandia. RAO Nordic, con 100% de su capital ruso, había anunciado el viernes que el suministro iba a suspenderse debido a impagos, en un momento en que —no casualmente— Finlandia se dispone a presentar su candidatura de ingreso a la OTAN.

Las exportaciones de Rusia hacia Finlandia “equivalen a cero actualmente, como se había anunciado”, dijo a la AFP Timo Kaukonen, responsable de las operaciones de Fingrid, el operador finlandés. La red funciona gracias a las importaciones de Suecia, según las informaciones en tiempo real de Fingrid, que anunció el viernes que podía perfectamente prescindir de la electricidad rusa. Finlandia importa de Rusia un 10% de la electricidad que necesita.

RAO Nordic, con sede en Helsinki, es una filial de la empresa rusa InterRAO. El viernes justificó su decisión por el impago de la electricidad suministrada a Finlandia desde el 6 de mayo.

No obstante, el camino al ingreso de Finlandia a la Otan no será tan confortable como estaba previsto. Turquía, miembro de la OTAN desde hace setenta años, adelantó que vetará el ingreso de los “suomi” porque según el presidente turco, Recep Tayyip Erdogan, el Gobierno que dirige no está a favor de la entrada de Finlandia y Suecia en la OTAN. El argumento no es débil: las dos naciones escandinavas acogen “organizaciones terroristas” kurdas, lo que abrió una grieta y sin dudas relentizará el proceso de ingreso de los escandinavos a la entente.

España

España tiene seis plantas regasificadoras y una en construcción, en todo el mundo hay unos 600 buques metaneros, Naturgy tiene una flota de 12, mientras que Endesa cuenta con cuatro. La dura posición anti rusa del discurso español contrasta con los hechos. Según los datos difundidos por la transportista Enagás, la cantidad procedente de los pozos rusos ha pasado del 5% en febrero al 8% del suministro que ha recibido España en abril.

Pedro Sánchez se vio obligado a suplir el gas argelino, luego de que el gobierno magrebí sancionara a la monarquía ibérica por su alineamiento con Marruecos respecto al conflicto del Sahara Occidental. La última semana, el canciller ruso Serguéi Lavrov visitó Argel y valoró la posición “objetiva y equilibrada adoptada por Argelia sobre los asuntos de Ucrania”, al tiempo que se acordó una visita del jefe del gobierno argelino, Abdelmadjid Tebboune, a Moscú.

Saltando el alambrado

Según Bloomberg, la Unión Europea está dispuesta a ofrecer a sus importadores de gas una solución para evitar el incumplimiento de las sanciones al comprar combustible a Rusia y seguir satisfaciendo efectivamente las exigencias del Presidente Vladimir Putin sobre el pago en rublos.

En una nueva guía sobre los pagos de gas, la Comisión Europea planea decir que empresas deben hacer una declaración clara de que consideran sus obligaciones cumplidas una vez que pagan en euros o dólares, de acuerdo con los contratos existentes.

El brazo ejecutivo de la UE dijo a los gobiernos que la orientación no impide que las empresas abran una cuenta en Gazprombank y les permitirá comprar gas de acuerdo con las sanciones de la UE tras la invasión de Rusia a Ucrania, añadieron las personas.

Las empresas europeas llevan semanas tratando de averiguar cómo pueden satisfacer la demanda de Moscú y mantener el crucial flujo de gas sin violar las sanciones impuestas al banco central ruso. Putin dijo el 31 de marzo que si los pagos no se hacían en rublos, se detendrían las exportaciones de gas. Europa depende en gran medida del combustible ruso para calentar los hogares y alimentar la industria.

En un principio, la UE consideró que el mecanismo de pago exigido por Putin otorgaba a Moscú el control total del proceso, incumplía los contratos y, sobre todo, violaba las sanciones del bloque. La consecuencia fue la devaluación del euro en relación al dólar y al rublo, pero al mismo tiempo los precios del gas natural experimentaron una leve descenso en la última semana de abril.

Claro que la baja de los precios spot se deben en parte a la menor demanda por el incremento de temperaturas. Sin embargo, por el lado de la oferta, las preocupaciones sobre cortes del suministro de gas ruso ejercen presión al alza y frenan la caída de precios.

Mibgas ha disminuido su volatilidad respecto el resto de hubs europeos. El precio medio de Mibgas en abril fue de 90,13 euros/MWh, un 28,3% inferior al pasado marzo (-35,6 euros/MWh) y un 328,4% superior a abril de 2021 (+69,1 euros/MWh). Respecto al precio medio del TTF de abril de 103,05 euros/MWh MIBGAS ha sido un 12,5% inferior (-12,93 euros/MWh).

La demanda de gas nacional disminuyó en abril un 13,3% (-4,1 TWh) respecto a abril de 2021. Para generación eléctrica ha bajado un 5,3% (-0,4 TWh) debido a una mayor generación solar, nuclear, eólica y de carbón. Baja la demanda industrial un 19,4% (-3,5 TWh). La mayor disminución la ha tenido el sector del refino seguido de la construcción.

En el marco del “ciclo de entrevistas”, Naturgy, junto al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), darán el próximo martes 17 de mayo a las 16 una capacitación sobre “uso responsable del gas en el hogar”.

Estará a cargo de Juan Cáceres Pacheco, del área de Normalización y Reglamentación, y la actividad será moderada por el comunicador Mario Caira.

Se podrá presenciar mediante los Instagram de Naturgy o ENARGAS (@naturgyar y @enargas_ar) e ingresar en sus Historias a la hora indicada.A lo largo de la charla se explicará cómo realizar un uso responsable del gas en las casas, así como mejores prácticas para el uso de artefactos a gas y de eficiencia energética en las familias.

Para conocer más sobre el uso responsable, eficiente y seguro del gas natural ingresa en www.naturgy.com.ar .

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 a su cargo es de 27.000 kilómetros.

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

El presidente de YPF, Pablo González, y el embajador de Estados Unidos, Marc Stanley, se reunieron en las oficinas de la compañía, para analizar la situación energética a nivel mundial. (muy complicada por la guerra Rusia-Ucrania).

Vaca Muerta fue un tema de especial atención dadas las inversiones que empresas norteamericanas tienen en la zona. Ambos conversaron sobre los proyectos futuros que permitan potenciar la sinergia entre los dos países, destacó YPF.

También, “se analizaron vías de cooperación” para mejorar la sustentabilidad de las operaciones de no convencional e impulsar la transición energética a través del aprovechamiento de las energías renovables.

El encuentro sucedió con el trasfondo de reuniones que en los últimos meses vienen manteniendo el ministro de Economía, Martín Guzmán, con funcionarios estadounidenses del área energética. También el embajador argentino en los EE.UU., Jorge Arguello.

Además, Estados Unidos avaló el reciente ingreso de la Argentina a la Agencia Internacional de la Energía (AIE) creada en el marco de la OCDE.

González le explicó al embajador la performance de la compañía durante el primer trimestre del año en la que obtuvo una ganancia de 248 millones de dólares; la producción tuvo un crecimiento que superó los 500.000 barriles de petróleo equivalentes día, con el no convencional creciendo a niveles récord: 52 % en shale oil y 140 % en shale gas. El presidente de YPF ratificó, durante el encuentro, el plan de inversiones 2022 que podría superar los 3.700 millones de dólares.

El subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, realizó junto con un
grupo de senadores y senadoras nacionales del interbloque del Frente de Todos una recorrida por el complejo nuclear Atucha, donde se emplazará la cuarta central nuclear argentina.

La comitiva de legisladores estuvo conformada por Juliana Di Tullio, presidenta del bloque de Unidad Ciudadana, José Mayans, presidente del bloque Frente Nacional y Popular, y José Rubén Uñac, titular de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles del Senado.

Además, estuvieron presentes los senadores y senadoras nacionales Silvia Sapag, Carlos Alberto Linares, Sergio Leavy, Guillermo Andrada y Guillermo Snopek, todos integrantes de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles; acompañados por los legisladores Oscar Parrilli, Silvina García Larraburu, Ricardo Guerra, Antonio Rodas, María Eugenia Duré, María Teresa González y Marcelo Lewandowski, quienes se interiorizaron sobre el estado actual del proyecto Atucha III.

Basualdo destacó que la visita permitió mostrar el complejo nuclear argentino, los proyectos que tiene en marcha, como el CAREM y el RA-10, además de “informarles sobre la marcha de las negociaciones con la República Popular China para la cuarta central nuclear, que se va a emplazar en el Complejo (ubicado en la localidad bonaerense de Lima (partido de Zárate) y que tendrá una centralidad innegable por la potencia que aportará al sistema” electrico nacional.

La senadora Di Tullio aseguró que Atucha III “es central para la soberanía energética”, y
lamentó que “si no hubiéramos tenido los 4 años de parate en el sector durante el gobierno de Macri hoy estaríamos más cerca de alcanzarla”.

Respecto al proyecto Atucha III, el 1 de febrero último, la empresa Nucleoeléctrica Argentina, operadoras de las usinas ncleares en el país, firmó un contrato con la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) para la construcción un reactor de
1.200 MWe, con vida útil inicial de 60 años, que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha en la localidad de Lima.

El proyecto supone una inversión de US$ 8.300 millones y permitirá incrementar en más del 60% la generación eléctrica de origen nuclear en nuestro país. La construcción comenzará a finales de este año y demandará más de 7.000 puestos de trabajo durante el pico de obra, además de 700 puestos de trabajo fijos para su operación una vez finalizada.

Se estima que la cuarta central nuclear tendrá una integración aproximada del 40% con proveedores nacionales.

La comitiva recorrió también la Central Nuclear Atucha II Néstor Kirchner y el simulador nuclear.

Por el lado de la empresa Nucleoeléctrica Argentina estuvo el presidente José Luis Antúnez junto a otros miembros del directorio, mientras que la Comisión Nacional Energía Atómica estuvo representada por su presidenta Adriana Serquis.

El regulador antimonopolios de Brasil, el Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE), aprobó la venta de la refinería que Petrobras tienen en Manaos al grupo Atem, sin incluir restricciones en la operación.

Esta decisión puede dar el espaldarazo definitivo para cerrar una operación por valor de 189,5 millones de reales brasileños, algo más de US$ 40 millones y abre la puerta para la privatización total de Petrobrás.

La venta de la refinería situada en el Estado de Amazonas se cerró en agosto de 2021, la misma se encontraba dentro del paquete de ocho complejos puestos a la venta por Petróleo Brasileiro SA, el nombre oficial de la compañía pública Petrobras. Sin embargo, por el momento solo se ha llevado a cabo sólo la venta la de la antigua Landulpho Alves (RLAM), rebautizada ahora como Refinería de Mataripe, en Bahía, el pasado noviembre.

La Refinería Landulpho Alves (RLAM) fue la primera refinería de petróleo brasileña. Su creación, en septiembre de 1950, fue impulsada por el descubrimiento de petróleo en Bahía y por el sueño de una nación energéticamente independiente.

Ubicada en la región de Recôncavo Baiano, la refinería permitió el desarrollo del primer complejo petroquímico planificado en Brasil y el mayor complejo industrial del Hemisferio Sur, el Complejo Petroquímico de Camaçari.

Hoy, Mataripe es la segunda mayor refinería brasileña en complejidad y capacidad. Allí se refinan diariamente treinta y un tipos de productos de los más diversos tipos. Además de GLP, gasolina, gasóleo y lubricantes, la refinería es la única productora nacional de grado alimenticio, un tipo de parafina utilizada para fabricar, entre otros, chocolates y chicles, y de n-parafinas, un derivado del petróleo utilizado como materia prima. en la producción de detergentes biodegradables.

La emisión del dictamen firmado por el superintendente general, Alexandre Barreto de Souza, ha sido anunciada por O Globo, por lo que ahora ahora se espera que el CADE emita su aprobación oficial para la transacción del complejo de Manaos.

Según la información adelantada el citado diario, la aprobación de la Superintendencia se habría producido sin restricciones, toda vez que determinó que la operación no genera incentivos para el cierre de insumos.

Intereses cruzados

El gobierno de Bolsonaro entró un intríngulis tras el pedido de renunicia de Bolsonaro al presidente de Petrobrás, Joaquim Silva e Luna por negarse a un ajuste en el precio de los combustíbles al tiempo que nombró al empresario Adriano Pires quien no pudo asumir el cargo por incompatibilidades manifiestas.

Finalmente asumió la presidencia Ferreira Coelho, quien había ocupado el cargo de Secretaría de Petróleo, Gás Natural y Biocombustibles del Ministério de Minas y Energia hasta octubre del año pasado.

El presidente del Congreso brasileño, Rodrigo Pacheco, sostuvo que la privatización de Petrobras no es una prioridad, en respuesta a la propuesta realizada por el nuevo ministro de Minas y Energía, Adolfo Sachsida.

“No considero que ese asunto esté en el radar o en la mesa de negociaciones en este momento, incluso porque el momento no es el más oportuno”, sostuvo Pacheco en declaraciones a medios, en alusión a la proximidad de las elecciones presidenciales. Quitó así fuerza a la idea lanzada por Sachsida, que en su discurso de asunción del cargo apostó por la privatización del mayor activo nacional.

Sachsida afirmó que su iniciativa contaba con “el aval y el apoyo” del presidente, Jair Bolsonaro, quien ha sido muy crítico en las últimas semanas con Petrobras a cuenta de continuo aumento del precio de los combustibles. De hecho, el mandatario ha llegado a sustituir a los dos últimos presidentes de la compañía, así como al ministro de la cartera.

El subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, manifestó que “apuntamos a lograr el reemplazo de la generación de energía con fuentes contaminantes por otras renovables, provistas localmente en cada región del país, generando trabajo local y energía más barata y limpia”.

El funcionario encabezó una reunión de trabajo con diputados y diputadas nacionales de Santa Fe y autoridades provinciales, para dar impulso a los mercados regionales contando con fuentes renovables de energía.

Participaron del encuentro las diputadas y diputados nacionales Marcos Cleri, Magalí
Maslater y Roberto Mirabella, además del gerente Ejecutivo de Gestión Técnica de la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe, Marcelo Cassin, el Gerente General de CAMMESA, Sebastián Bonetto, y empresas productoras de biocombustibles de Santa Fe.

Los funcionarios nacionales, provinciales y los legisladores nacionales acordaron iniciar una mesa de trabajo para incrementar el volumen de biocombustibles producidos en Santa Fe que se destinan a la generación eléctrica.

El diputado Cleri remarcó que “la provincia de Santa Fe está avanzando en un programa de energías renovables junto con su empresa provincial de energía, las cámaras productoras de biocombustibles de la provincia y 12 empresas pymes para sustituir el gasoil por 100 por ciento de biocombustibles producido en Santa Fe, cuidando el modelo de desarrollo y promoviendo el arraigo”.

Por su parte Mirabella dijo que “es clave impulsar la producción de biocombustibles en Santa Fe, que es líder en la materia, lo que significa más trabajo”.

Desde la Subsecretaría de Energía Eléctrica se destacó que una de las acciones que lleva adelante “es trabajar para el desarrollo de mercados eléctricos regionales a partir de fuentes limpias, con el objetivo de diversificar la matriz energética y promover la generación sustentable”.

“Uno de los principales beneficios de los mercados eléctricos regionales, además de reemplazar la generación contaminante, es que la energía se consume en el mismo lugar donde se genera, reduciendo los costos al aprovechar la infraestructura existente”, se explicó.

El ministerio de Economía culminó la serie de tres audiencias públicas en las que se analizaron las propuestas de actualización de los precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), y de segmentación de los usuarios de estos servicios para reformular la asignación de subsidios estatales en las facturas.

Las audiencias tienen carácter de NO vinculantes con relación a las decisiones que adoptará el gobierno nacional al respecto. Tal vez por ello, y después de treinta años de vigencia, parece haber decaído el interés en participar como expositores. El acto virtual fue opacado por la ausencia de las máximas autoridades del sector habida cuenta de las diferencias de criterio existente en el seno del gobierno, también en este tema.

De las presentaciones y exposiciones diversas ocurridas en los tres encuentros (virtuales) resultó un saldo complicado para las propuestas gubernamentales. No obstante, las declaraciones del ministro Martín Guzmán, y del propio Presidente Alberto Fernández, antes y después de las audiencias, permiten aseverar que regirán nuevas tarifas a partir de junio, y que el criterio de segmentación a aplicar dejará sin subsidio al decil más alto de los Usuarios Residenciales.

Esto último en base a criterios complementarios tales como las condiciones de hábitat, el nivel de ingresos, y de patrimonio. Con todo, desde Energía se admite que puede haber reclamos de los usuarios que sean desafectados del esquema de subsidios, en cuyo caso está previsto un procedimiento administrativo para rectificar y o ratificar la decisión.

Desde las empresas Distribuidoras de los servicios, que recibirán las instrucciones de segmentación, advirtieron a Energía que la puesta en práctica del nuevo esquema tarifario requerirá al menos dos meses de trabajo interno para adaptar sistemas informáticos y de facturación.

El subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio, presidió la audiencia, Se refirió al informe de situación elaborado por la cartera a su cargo, y criticó el esquema vigente de subsidios por considerarlo “pro-rico”, ya que es “uniforme para todos los usuarios sin atender a su situación socioeconómica”.

“Hoy el Estado cubre más del 75 % del costo del gas y de la electricidad que se factura” a nivel residencial, y “el 50 % de la población de mayores ingresos recibe el 60 % de los subsidios totales a la energía eléctrica”, manifestó.

Detalló que el decil de mayor nivel de ingresos destina el 0,9 % al pago de los servicios de electricidad y el 2,2 % al del gas, y propuso “retirar gradualmente” los subsidios a esa porción de la población.

En la evaluación también consideró aspectos socioeconómicos como el nivel de consumo de energía, el de ingresos y el patrimonio tomando como referencia la base de datos del SINTyS.

Se consideran también variables geográficas-espaciales asociadas al valor de la propiedad y la urbanización (barrios cerrados, countries, zonas residenciales específicas).

En cuanto a los criterios socioeconómicos, se identificó la condición de tener ingresos superiores a 3,5 canastas básicas totales (CBT); tener 3 o más inmuebles registrados; tener 3 o más vehículos con antigüedad menor a los 5 años y tener aviones o embarcaciones de lujo.

Muchos inscriptos como oradores en la audiencia faltaron a la última cita. Entre los que sí participaron se contaron diversas entidades defensoras de usuarios y consumidores, el CEPIS, la UIA, entidades como ADEERA, AGEERA, ADIGAS, varias Defensorías del Pueblo, la FATLyF, Edenor, pocos legisladores y menos intendentes.   

Una objeción reiterada a la segmentación fue que se carecía de datos precisos referidos a los costos reales de producción de la energía (gas y electricidad), y que ello impide definir tarifas justas y niveles adecuados de subsidios a los sectores más vulnerables de la población. “Todo es una incógnita, con una única certeza, que es que todos recibirán facturas con incrementos”, se afirmó, pensando también en sectores de usuarios que, sin ser del decil más alto, también verían reducido su nivel de subsidios con quitas parciales.

Hubo referencias, además, a la ausencia de campañas apelando al uso racional de la energía como modo de contener la demanda y reducir importaciones de GNL, mientras se espera avance la construcción de gasoductos.

En pocos días el gobierno activará sus decisiones en una secuencia de resoluciones que darán real dimensión económica y política a este asunto.

Los precios del cobre llegaron hoy a su nivel más bajo en siete meses y otros metales industriales declinaban ante la preocupación de los operadores de que una economía mundial en desaceleración requiera menos metal.

En un panorama de aceleración de la inflación y aumento de las tasas de interés, los temores al crecimiento también hacían caer los precios del petróleo y las bolsas alcanzaban un mínimo de un año y medio.

El dólar, por su parte, tocaba un nuevo máximo de 20 años frente a una cesta de seis destacadas monedas, haciendo que los metales cotizados en el billete verde sean más costosos para los compradores con otras divisas.

A las 1102 GMT, el cobre referencial en la Bolsa de Metales de Londres (LME) bajaba un 3,5%, a 9.017 dólares la tonelada, acumulando un declive del 17% desde el máximo histórico de 10.845 dólares de marzo.

El estaño de la LME bajaba un 8%, a 32.900 dólares la tonelada.

El bloqueo de la demanda en China, el principal consumidor de metales, la guerra en Ucrania y las agresivas alzas de tasas están perjudicando las perspectivas de la economía y la demanda de metales, dijo, aunque añadió que la venta masiva es probablemente exagerada a corto plazo.

Entre otros metales básicos, el aluminio en la LME caía un 1,6%, a 2.733 dólares la tonelada; el zinc bajaba un 3,6%, a 3.535 dólares; el níquel restaba un 0,4%, a 27.700 dólares; y el plomo declinaba un 1,7%, a 2.082 dólares.

La petrolera anglo holandesa Shell acordó desprenderse de su negocio minorista y de lubricantes en Rusia, Shell Neft, que incluye 411 estaciones de servicio y unos 350 empleados, a la compañía rusa Lukoil.

El acuerdo suscrito, del que no han trascendido detalles económicos, supone el traspaso de 411 estaciones de servicio, localizadas principalmente en las regiones central y noroeste de Rusia, y de la planta de mezcla de lubricantes de Torzhok, a unos 200 kilómetros al noroeste de Moscú.
Los empleados de Shell pasan a Lukoil

Asimismo, en virtud de este acuerdo, “más de 350 personas actualmente empleadas por Shell Neft se transferirán al nuevo propietario del negocio”, ha explicado Huibert Vigeveno, director del área de ‘Downstream’ de Shell.

La transacción, que podría completarse a finales de año, se produce después de que Shell anunciase a principios de marzo su intención de retirarse de los hidrocarburos rusos de manera gradual y será llevada a cabo “en pleno cumplimiento de las leyes y regulaciones aplicables”.

Shell registró un beneficio neto atribuido de 7.116 millones de dólares (6.745 millones de euros) en los tres primeros meses de 2022, lo que representa una mejora del 25,7% respecto del resultado contabilizado en el mismo periodo de 2021.

El resultado trimestral de Shell reflejó un impacto adverso de 3.900 millones de dólares (3.697 millones de euros) después de impuestos relacionado con la retirada de la compañía de las actividades rusas de petróleo y gas.

Mario Mehren titular de WintershallDea comunicó la decisión de permanecer con los negocios de la empresa en Rusia. El siguiente es su comunicado.
La guerra de agresión rusa contra Ucrania es un punto de inflexión fundamental para el mundo y para nuestra empresa. Wintershall Dea ha estado activo en Rusia durante más de 30 años. Pero hay líneas rojas incluso en asociaciones económicas de larga data. Rusia ha cruzado una línea roja con esta guerra de agresión. A los pocos días reaccionamos anunciando el deterioro de la financiación de Nord Stream 2. Y detuvimos los pagos a Rusia. Dijimos un claro ‘no’ a los nuevos proyectos en Rusia y a los nuevos proyectos con socios rusos fuera de Rusia. Después de una intensa discusión, decidimos mantener nuestra participación en proyectos existentes en Rusia. La razón: en caso de una retirada, miles de millones en activos recaerían en el estado ruso.

A la luz de la guerra de agresión rusa, los políticos, la sociedad y la industria tendrán que tomar decisiones y compromisos incómodos. Alemania y Europa necesitan un suministro de energía seguro y asequible. Esta necesidad permanecerá.

Esta terrible guerra trae mucha incertidumbre para el sector energético. Pero dos temas estratégicos para nuestra empresa son claros: el fortalecimiento de la cartera y la transición energética.

La estatal Energía Argentina firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam, donde se está construyendo un centro de abastecimiento a gran escala que va a suministrar a Europa 4,6 millones de toneladas al año para 2030.

El ente portuario holandés, el más importante de Europa, está llevando adelante este emplazamiento, que se convertirá en un centro internacional para la importación, aplicación y transporte de hidrógeno verde.

El proyecto para producir hidrógeno verde impulsado por Energía Argentina se encuentra ubicado en la zona de Bahía Blanca, y su factibilidad fue desarrollada por el Instituto Alemán Fraunhofer, que se especializa en el estudio de las ciencias aplicadas y ha participado activamente en gran parte de los proyectos de producción de hidrógeno verde a escala global.

El presidente de Energía Argentina (ex IEASA), Agustín Gerez, estuvo a cargo de la firma y manifestó que “representa un enorme logro este acuerdo, posicionando a nuestro país como un actor central en la energía del futuro”, y consideró que “en conjunto con el Puerto de Rotterdam, hemos dado un paso muy importante para afianzar una relación comercial que sin dudas será fructífera para ambas partes”.

En ese sentido, el presidente de Energía Argentina remarcó que “debemos advertir que la transición energética es parte de nuestro tiempo y que corresponde colaborar desde el lugar que nos toque a construir un mundo sustentable, asignando obligaciones en virtud de las responsabilidades que cada nación u organización ha tenido en el cambio climático y los desastres ecológicos que nos toca padecer año tras año.”

Gerez resaltó: “Trabajamos con la seriedad y el respeto que todo proyecto amerita. La confianza depositada en nuestros equipos por parte de las autoridades nacionales y la correspondiente labor que hemos llevado adelante, dan plena fe de ello.

“El mercado del hidrógeno verde ha aumentado exponencialmente y Argentina no debe ser ajeno a ello. Las oportunidades son ahora”, afirmó.

La energética YPF registró en el primer trimestre de este año un beneficio bruto (EBITDA) ajustado de 972 millones de dólares, un 27 % superior al resultado del mismo período del año anterior, consolidando una ganancia neta de 26.417 millones de pesos, frente a una pérdida de 2.247 millones de pesos del primer trimestre de 2021.

La compañía inició la ejecución de su plan de inversiones de 3.700 millones de dólares para el año en curso y durante el primer trimestre invirtió 748 millones, un 50 % más comparado con el mismo período de 2021.

La producción de hidrocarburos totalizó 506 mil barriles equivalentes por día, representando un incremento del 16 % interanual y del 5 % respecto al trimestre anterior, se indicó.

La producción de crudo creció 7 % y la producción de gas se incrementó un 20 % respecto al primer trimestre de 2021.

La actividad no convencional continuó siendo el principal eje de crecimiento de la compañía. La producción total de shale llegó a un nuevo récord: durante el primer trimestre del año se duplicó respecto al año 2021, representando actualmente un 38 % de la producción total de la compañía.

La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento del 52 % mientras que la producción de gas no convencional aumentó 140 % en relación con igual trimestre del año anterior.

Por el lado del segmento de Downstream, las ventas domésticas de combustibles del primer trimestre del año resultaron 6 % superiores a la de los niveles prepandemia del primer trimestre de 2019.

Los niveles de procesamiento en las refinerías crecieron 3 % respecto al año anterior, alcanzando en el primer trimestre una tasa de utilización del 86 %, y una utilización del 90 % en el mes de marzo.

En materia financiera, el flujo de caja libre fue positivo por octavo trimestre consecutivo en 391 millones de dólares, lo que permitió disminuir la deuda neta de la compañía en 359 millones de dólares, alcanzando un nivel de 5.912 millones de dólares. El ratio de endeudamiento neto de YPF se ubicó en 1,46 veces en relación con el EBITDA ajustado.

Los usuarios residenciales del suministro de electricidad por redes tendrán un incremento del orden del 17 % en sus facturas a partir de junio, y del 7 por ciento si están comprendidos por la denominada Tarifa Social, como consecuencia de una actualización del Precio Estacional de generación vigente desde marzo último, se indicó en la audiencia pública convocada por el ministerio de Economía (a través de la secretaría de Energía) para ajustar el PEST.

Con la aplicación de estos porcentajes se completará una suba de 21,27% para los usuarios con Tarifa Social, y de 42,7 % para el resto de los residenciales, equivalentes al 40 y al 80 % de la variación anual registrada por el Coeficiente de Variación Salarial (CVS) a diciembre del 2021.

Tal fue el criterio definido por Economía hace algunas semanas en procura de al menos contener el elevado nivel de los subsidios estatales a estas tarifas, y quedó ratificado en la audiencia a pesar de diferencias de criterio entre funcionarios del sector respecto a la política tarifaria.

De la audiencia no participaron ni el Secretario de Energía, Darío Martínez, ni el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo. Fue presidida “por delegación” por el subsecretario de Coordinación Institucional de Energía, Guillermo Usandivaras.

Un informe de la Subsecretaría de Planeamiento Energético calculó que el nivel del subsidio que el Estado afronta en este trimestre es del 81,85 % del costo total de la electricidad con demanda residencial.

Un cuadro oficial presentado en el arranque de la audiencia detalla que “un usuario tipo con consumo promedio” que desde marzo paga 1.264 pesos ($ 1.033 en enero) pagará desde junio $ 1.475 antes de impuestos, y $ 1.876 factura final.

El mismo “usuario tipo”, comprendido por la Tarifa Social, paga desde marzo 662 pesos ($ 583 en enero), y pagará desde junio 707 pesos, antes de impuestos, y $ 901 factura final, se detalló.

Participaron representantes de organizaciones de Defensa del Consumidor, de varias Defensorías del Pueblo (nacional y provinciales), de entidades empresarias (UIA, y Pymes industriales y comerciales), gremiales (FATLyF), legisladores, de las asociaciones de empresas generadoras, y distribuidoras de electricidad (AGEERA, ADEERA), de las distribuidoras metropolitanas Edenor y Edesur, de grandes usuarios (AGUEERA) y particulares.

Entre los planteos formulados se contaron, el rechazo a cualquier variación tarifaria, el reclamo de datos precisos referidos a los costos de producción de la electricidad, la aclaración de que estas subas no tienen por destino a las distribuidoras de la energía eléctrica, las advertencia al gobierno de la insuficiencia de ingresos por parte de estas últimas y su creciente endeudamiento con CAMMESA (por la compra de energía).

“En los últimos años el ajuste del VAD fue inferior a la inflación, no obstante las distribuidoras privilegiaron la prestación del servicio frente a otras obligaciones”, explicaron.

Se reclamó el tratamiento simultáneo del costo y precio de la energía generada (valuado en dólares) y del Valor Agregado de Transporte y de Distribución (VAT y VAD), que están pesificados. Y hubo planteos acerca de la incertidumbre referida a la concreción de la Revisión Tarifaria Integral, que debería definirse hacia fin de este año.

Desde la Industria se planteó la necesidad de “reducir hasta eliminar la dispersión de precios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”. De las audiencias públicas convocadas por Economía resta para el jueves 12 la que tratará el tema de la segmentación en la aplicación de los subsidios entre las diversas categorías de usuarios, lo cual incluirá la eliminación de este beneficio estatal para el decil más alto de la población medido en términos socioeconómicos.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo y el intendente interino de Ezeiza, Gastón Granados, recorrieron la Central Termoeléctrica Ezeiza (Albanesi), donde se están llevando adelante importantes obras para incrementar la capacidad de generación de energía eléctrica.

Una vez terminadas las obras de ampliación y cierre de ciclo, la Central tendrá 300 MW de
potencia en su ciclo combinado, con una gran flexibilidad operativa. De esta manera, la Central Termoeléctrica Ezeiza podrá abastecer de energía eléctrica al doble de usuarios.

Se trata de dos “ciclos 2×1”: es decir que cada ciclo estará compuesto por 2 Turbinas a Gas y 1 Turbina de Vapor.

El Grupo Albanesi está invirtiendo 210 millones de dólares en estas obras que harán más
eficiente el funcionamiento de la central y cuya puesta en marcha (con los 2 ciclos combinados cerrados) se estima para octubre de 2023.

De la recorrida también participó Sebastián Bonetto, Gerente General de CAMMESA, entre
otros.

La petrolera estatal colombiana Ecopetrol obtuvo una ganancia neta de 1.612 millones de dólares en los tres primeros meses de 2022, cuando registró mejor resultado trimestral, informó la compañía.

En comparación con el primer trimestre de 2021 el beneficio neto de la empresa creció el 113 %, precisó la petrolera en un comunicado.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) entre enero y marzo fue de 3.900 millones de dólares.

En el balance, la empresa señaló que la aportación al Ebitda del Grupo Ecopetrol de la compañía Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), que adquirió en agosto de 2021, fue de dos billones de pesos (unos 490 millones de dólares).

Los ingresos trimestrales consolidados de la petrolera fueron 7.975 millones de dólares, lo que supone un aumento del 88,7 % frente al primer trimestre de 2021.

Estas cifras se divulgan después de las ganancias récord que obtuvo Ecopetrol en 2021, cuando logró 4.300 millones de dólares de beneficios.

Los usuarios residenciales de gas natural comprendidos en el esquema de Tarifa Social no tendrán nuevas subas en sus facturas en lo que respecta al precio base del gas (PIST), mientras que el resto de los usuarios (sin tarifa social) verán incrementada su factura por este concepto entre el 18 y el 20 por ciento, a partir de junio, si así lo dispone el gobierno luego que su propuesta tarifaria fuera analizada en una audiencia pública convocada a tal efecto.

Con la participación de 39  inscriptos se concretó (martes 10) la Audiencia Pública para la consideración de la propuesta oficial de actualización del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y su incidencia en las facturas del servicio al usuario final.

La audiencia (virtual) estuvo presidida por la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla, quien presentó un informe sobre niveles de oferta y demanda de gas natural a nivel país, sumados el volumen de gas de producción local, y el importado desde Bolivia y vía embarques de GNL en los meses del otoño e invierno, el costo de abastecimiento que ronda los 3.064 millones de dólares, y el precio resultante actual, de 5,76 dólares el millón de BTU.

La funcionaria describió que el 75,6 por ciento de ese precio (4,35 dólares) es un costo afrontado por el Estado nacional y que el 24,4 % (1,41 dólares) es el facturado a los usuarios.

Asimismo, reiteró que los “criterios básicos” de la propuesta activada por el Ministerio de Economía, del cual depende la Secretaría de Energía, remiten a definiciones formuladas por Alberto Fernandez sobre la política tarifaria para los servicios públicos de gas y de electricidad.

La cuestión tarifaria para estos servicios ha sido motivo de controversia al interior del Frente gobernante, pero el Presidente avaló el criterio planteado por el ministro Martín Guzman.

A nivel anual, los ajustes serán equivalentes al 40 por ciento del Coeficiente de Variación Salarial (53,4% entre diciembre de 2020 y diciembre de 2021) para los usuarios residenciales con Tarifa Social. Y del 80 por ciento de dicho coeficiente para el resto de los usuarios.

Los cálculos respectivos arrojan un 21,3 % para los beneficiarios de TS, y de 42,7 % para el resto de los residenciales.

Habida cuenta que en lo que va del año las tarifas del gas para los usuarios con TS se actualizaron alrededor del 26 % (por Transporte y Distribución), entonces no tendrán aumento, refirió Videla.

Por otra parte, agregó, como el resto de los usuarios residenciales tuvieron subas de entre 13,7 y 21 por ciento (según las distribuidoras de que se trate) en lo que va del año, correspondería una actualización de entre 18 y 20 % aproximadamente. Esto no incluye impuestos y/o tasas.

De la audiencia participaron entidades defensoras de los derechos de usuarios y consumidores, representantes de Defensorías del Pueblo, varios legisladores e intendentes, de entidades empresarias (UIA, ADIGAS, Subdistribuidoras), y particulares en nombre propio.

Fueron mayoritarias las opiniones contrarias a una suba de estas tarifas haciendo hincapié en  las dificultades económicas de la mayoría de usuarios residenciales de este servicio, en un contexto inflacionario y con ingresos acotados.

También hubo cuestionamientos a la dolarización del precio del gas natural al considerar los costos para el mercado interno residencial, y los consumidores industriales reclamaron contra los precios en alza y los insuficientes volúmenes disponibles del gas que necesitan para producir.

La serie de tres audiencias similares continuará con el tratamiento del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), y luego con la política de segmentación de los subsidios estatales en las facturas de los usuarios.

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), elaboró su informe mensual con el panorama sectorial donde destaca que durante marzo del 2022 la producción del sector creció un 17% respecto al mes anterior favorecido por los productos básicos orgánicos, los finales termoplásticos y finales agroquímicos, teniendo en cuenta las paradas de planta que hubo en febrero. Respecto marzo de 2021 el crecimiento es del 18% fruto de los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos, que tuvieron durante dicho mes del año anterior paradas de planta programadas y reducción de producción por acumulación de stock. El acumulado del primer trimestre de 2022, crece un 20% respecto al mismo período del año anterior.

Los datos de la muestra de la CIQyP® presenta que las ventas locales se incrementaron un 37% intermensual, producto del aumento de volumen y precios de los productos a nivel global, considerando, además, la depreciación del dólar, con los productos finales agroquímicos como el subsector más influyente. Análogamente, la variación interanual crece un 42%, acumulando un crecimiento del 40% para el primer trimestre del año.

Por otra parte, el informe señala también que las exportaciones denotan una caída del 20% en marzo pasado, debido a que hubo una baja en la demanda, en algunos casos por factores estacionales. Por otro lado, las ventas al exterior muestran un crecimiento interanual del 46% producto de aumentos en precios y volúmenes vendidos, exportaciones puntuales, destacando a los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos como los subsectores predominantes. Por los mismos motivos, el acumulado del año creció un 80%.

El reporte subraya que la capacidad instalada del sector durante marzo tuvo un uso promedio del 64% para los productos básicos e intermedios, y a máxima capacidad para los productos petroquímicos.

La balanza comercial de los productos del sector durante marzo de 2022 fue 27% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 50% en las importaciones y del 83% en las exportaciones.

La reseña elaborada por la CIQyP® muestra que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), aumentaron su producción un 9% y las ventas en el mercado local un 23% respecto a febrero. Por su parte, las exportaciones cayeron un 27%. Respecto a marzo de 2021, se observa una caída en producción, pero con aumento en las ventas, tanto a nivel local como al exterior. Se observa el mismo comportamiento al comparar el primer trimestre del año con el mismo período del año anterior. Algunas empresas manifestaron que tuvieron exportaciones puntuales durante este mes.

En síntesis, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante marzo de 2022, alcanzan los 479 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.291 millones en el primer trimestre del año.

Con respecto a los datos que presenta el informe mensual, Jorge De Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “el sector químico-petroquímico como proveedor de insumos a innumerables cadenas de valor muestra la recuperación que se ve en la Industria en general. Mostrando en el mes de marzo una suba importante en ventas y volúmenes. El gran desafío del sector y de la industria en general es de poder acceder a los dólares necesarios en lo que resta del año, para garantizar que las materias primas y equipamiento lleguen en tiempo y forma, para poder seguir este sendero de recuperación y crecimiento”.

Índice General SIES (Sistema de Información Estadístico Sectorial)

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica emite mensualmente, desde 1999, un informe sobre la actividad industrial cuyas fuentes son las empresas del sector, el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), Penta-Transaction-Estadísticas Import-Export y el Banco Central de la República Argentina (BCRA). El trabajo cuenta con diferentes niveles de desagregación y se organiza en bloques productivos, los que a continuación se detallan: productos Inorgánicos, petroquímicos básicos, petroquímicos intermedios y finales termoplásticos (polímeros y elastómeros), finales agroquímicos (agroquímicos y fertilizantes) y PyMIQ (Pequeña y Mediana Empresa Química).

Petroecuador superó este lunes la barrera de los 400.000 barriles de petróleo diarios, en una recuperación que apunta a alcanzar los niveles previos a la pandemia deL covid-19, donde su producción diaria rondaba los 425.000 barriles.

Este 9 de mayo, la petrolera alcanzó los 400.187 barriles extraídos, de los que 396.112 corresponden a pozos onshore y 4.075 a pozos offshore, desde plataformas marítimas, según detalló la empresa en un comunicado.

Para superar esa barrera de los 400.000 barriles diarios, Petroecuador comenzó a extraer crudo del pozo Shushufindi 231, en la amazónica provincia de Sucumbíos, que actualmente reporta 3.361 barriles de petróleo al día.

A ello se sumó también la incorporación del campo Ishpingo, en la también amazónica provincia de Orellana, que mantiene en operaciones los pozos Ishpingo 05 e Ishpingo 06, con una producción de 2.664 y 1.780 barriles diarios, respectivamente, sostuvo Cedeño.

En ese sentido, informaron que arrancó oficialmente el proceso de licitación para reabrir los primeros 100 pozos cerrados y captar el gas asociado. La meta Petroecuador para el cierre de 2022 es aumentar su producción en unos 100.000 barriles diarios.

El subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, encabezó en el Polo Tecnológico de Rosario la inauguración del nuevo Centro de Operaciones de Emergencia de CAMMESA, evento del cual participó de forma virtual el secretario de Energía, Darío Martínez.

Durante su visita, Basualdo destacó que “este Centro le va a dar mayor confiabilidad a la operación del sistema eléctrico a nivel nacional y redundancia a sus estándares de seguridad. Este es un paso muy importante para la secretaría de Energía”, añadió.

Las nuevas instalaciones de CAMMESA, empresa que administra el mercado mayorista eléctrico en Argentina, actuarán como respaldo ante eventos de distinta naturaleza que puedan afectar la operación desde el Centro de Control en la localidad de Pérez.

Este nuevo centro de operaciones está acondicionado para poder albergar hasta 15 operadores, entre personal de CAMMESA y agentes externos, desde donde se podrá manejar cualquier situación crítica que afecte la normal operación del Centro de Control ubicado en la sede central de la empresa.

Asimismo, cumplirá funciones como centro de capacitación, mediante un Simulador
de Entrenamiento de Operadores.

Luego de la inauguración, Basualdo y el resto de la comitiva se trasladaron a Pérez, para visitar la sede de CAMMESA. Allí recorrieron el Centro de Operaciones (COC) y la sala de
operaciones de TRANSENER, empresa que administra el transporte de energía eléctrica en el país.

De la actividad también participaron Sebastián Bonetto, Gerente General de CAMMESA, Santiago Yanotti, vicepresidente de CAMMESA, y Pablo Tarca, Gerente General de TRANSENER, entre otros funcionarios.

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.

Se recibieron 9 ofertas por un volumen total de 11,8 millones de metros cúbicos día, a un precio promedio ponderado de 4,41 dólares el millón de BTU.

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

Desde proveedores de Neuquén llegaron 7 ofertas por un volumen total de 7,8 millones de metros cúbicos día y precios que fueron desde 4,11 hasta 4,57 dólares el MBTU.

Desde Santa Cruz llegó 1 oferta de 3 millones de metros cúbicos día a un precio de US$ 4,32 el MBTU, y desde Tierra del Fuego 1 oferta por 1 MMm3/día a un precio de US$ 4,28 el MBTU.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 16/05/2022 y el 29/05/2022.

Las autoridades de la estatal Energía Argentina S.A. (ex IEASA) participan esta semana de a Conferencia Mundial de Hidrógeno en Rotterdam, Países Bajos. Convocó a mas de 3.500 lideres de la industria energética a nivel global y debatirán acerca de los proyectos y desafíos de la energía del futuro. Participan además comitivas oficiales de diferentes gobiernos, bancos, entidades financieras, desarrolladores y proveedores de tecnología.

El Presidente de Energía Argentina, Agustín Gerez, manifestó “Argentina tiene un enorme potencial en desarrollo de hidrógeno verde. La participación en este evento nos permite dialogar con los diferentes actores para hacer conocer no solo el proyecto que estamos impulsando en la zona de Bahía Blanca, sino también el enorme potencial en recursos naturales que tiene nuestro país”.

“El contacto con empresas que ya están en etapa de producción nos otorga una ventaja cualitativa que debemos aprovechar para los objetivos que nos hemos propuesto”, añadió.

Gerez puntualizó además que “hemos elegido este evento de categoría mundial para recibir formalmente el informe final del Instituto Fraunhofer, cuyo trabajo se inició en octubre del año pasado. Continuaremos trabajando para iniciar la construcción en el menor plazo posible”, añadió.

La ex IEASA firmó un acuerdo con el prestigioso instituto Alemán Fraunhofer, para el desarrollo técnico y económico de un proyecto de producción de hidrógeno verde. El mismo será a partir de generación eólica, dedicada a tal efecto, en la zona de Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires, dónde Energía Argentina cuenta con un predio de 200 hectáreas con 2.5 km frente al mar que destinará al Hub-Hidrógeno.

Asimismo, se evalúa para una segunda etapa la potencialidad de otros proyectos de similares características en nuestro país, se indicó.

Desde la madrugada del lunes 9 (mayo) YPF implementó un aumento en los precios de sus combustibles con una suba de 9 por ciento promedio país, incremento que sigue al ajuste de precios realizado por las principales comercializadoras durante el fin de semana (Shell, Axion).

La principal operadora del dowstream local (con una participación del orden del 55%) explicó (en parte) su decisión señalando que esta suba “permite evitar que se siga ampliando la brecha de precios ya existente con la competencia”. “Previo a este aumento, la misma se ubicaba entre el 7 y 12 % y provocaba un incremento de demanda hacia la red de YPF, generando importantes quiebres de productos en todo su sistema e impactando en el nivel de servicio hacia todos sus clientes”, puntualizó la Compañía de mayoría accionaria estatal.

“Este aumento está asociado, además, a la evolución de las variables que conforman el precio de venta al público: la evolución de los costos asociados a la refinación y comercialización; el incremento de los precios locales de biocombustibles producido por terceros y que los comercializadores deben adquirir a precio regulado; y el sostenido aumento de los precios internacionales de los combustibles que es necesario importar para complementar la refinación local”, completó.

Con esta suba los precios de referencia al público en estaciones de servicio YPF ubicadas en la CABA son de $ 120,30 para el litro de nafta súper; $ 147,30 para la nafta Infina (premium); $ 113,40 para el diesel 500 (común), y de $ 145,90 para el Infinia Diesel.

A través de un comunicado YPF destacó que “en abril 2022, la demanda en el mercado local fue muy alta, en especial en gasoil ,que fue el mes de mayor demanda de la historia”.

“YPF fue la compañía que más esfuerzos realizó para garantizar la oferta, incorporando el 75 % del volumen adicional requerido en abril versus marzo ´22, diferenciándose así claramente de otros comercializadoras que incluso redujeron su oferta de productos al mercado durante el mismo período”, se puntualizó.

Respecto de los precios internacionales de combustibles, se explicó que “han continuado incrementándose durante las últimas semanas alcanzando, en el caso del gasoil, valores por encima del 30 % a los registrados a mediados de marzo 2022. Por su parte los precios locales de biocombustibles han aumentado en el orden del 30% en el mismo período y se proyecta que acumulen un 50 % de incremento de enero a agosto 2022”.

“Luego de este ajuste continuaremos monitoreando la evolución de las variables que inciden en la formación de precios, el comportamiento de la competencia, teniendo siempre en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país y la realidad internacional”, comunicó YPF.

El ministerio de Economía desarrollará los días 10, 11 y 12 de mayo las audiencias públicas -de manera virtual- que tienen por objetivo analizar la actualización de las tarifas de los servicios de gas y de electricidad por redes, y la  segmentación de subsidios a los usuarios, remarcando en los últimos días que “el nuevo esquema (tarifario) se regirá por el principio de gradualidad”.

Hace tres semanas un comunicado de la secretaría de Energía –en la órbita de Economía- puntualizó que “la totalidad de los beneficiarios de tarifa social de gas no serán alcanzados por un nuevo incremento durante este año, mientras que para aquellos usuarios de electricidad del AMBA que tienen este beneficio, la nueva corrección no superará el 6 % en promedio”. Se verá.

Asimismo, se indicó que “el 10 por ciento de usuarios residenciales de los servicios de gas y de electricidad, con mayor capacidad de pago de la sociedad, dejará de recibir el beneficio de subsidio a la energía”.

Un informe elaborado y publicado por la subsecretaría de Planeamiento Energético (que estaría a cargo de la coordinación de las audiencias) describió que para avanzar en la segmentación de usuarios, en particular para definir a quien corresponde la quita total de los subsidios,  se articularán dos factores que resultan complementarios: la identificación en términos geográficos de zonas residenciales de altos ingresos (por caso barrios cerrados y countries),  más definibles en el AMBA que en otros lugares o ciudades del país,  y la consideración de datos socioeconómicos del usuario que pueden determinar capacidad de pago de la tarifa plena del servicio.

Para determinar esto último se recurrirá a datos ya relevados por Energía, como es el caso del Registro de Barrios Cerrados, y a información recabada del SINTIS (Sistema nacional de información tributaria y social). “No se violarán el secreto fiscal ni bancario”, señalaron fuentes oficiales a cargo de esta tarea.

Por cierto, se admite que pueden darse casos que deban revisarse si el usuario afectado así lo requiera, y está contemplado un procedimiento específico a seguir por parte del usuario (mediante declaración jurada de ingresos y patrimonio),  y de la empresa prestataria del servicio.

Energía  estimó que  “para la mayoría de los usuarios residenciales de Edenor y Edesur, excluidos quienes son beneficiarios de tarifa social, las facturas de luz tendrían una corrección en promedio del 17 por ciento”

Por otro lado se describió que “esa corrección (tarifaria) promedio para la mayoría de los usuarios de gas del país se ubicará en 21,5 por ciento, con leves variaciones según las regiones”

Con respectivas resoluciones (237, 236 y 235/2022), se estableció la convocatoria a las Audiencias Públicas que pondrán a consideración de los usuarios estos mecanismos y actualizaciones tarifarias.

El 10 de mayo se realizará la audiencia referida a los nuevos precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a partir del 1 de junio próximo.

El 11 de mayo tendrá lugar la audiencia referida a los nuevos Precios de referencia Estacionales de la energía eléctrica (PEST), a partir del 1 de junio.

Entonces el jueves 12 de mayo se realizará la audiencia que analizará la segmentación de los subsidios del Estado Nacional al precio de la energía eléctrica y del gas natural para el bienio 2022/2023. 

“De esta manera, se inicia el proceso de actualización tarifaria definido por el Gobierno Nacional en el programa económico que apunta 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”, se explicó.

Y se hizo hincapié en que se trata de “un proceso que se regirá según criterios y directrices de gradualidad y proporcionalidad establecidos en la Constitución Nacional y señalados por la Corte Suprema de Justicia de la Nación”.

La actualización tarifaria se impulsará, “con un esquema dirigido a proteger aquellos sectores más vulnerables y con menor capacidad de pago, e incentivando a su vez la adopción de medidas que promuevan al uso racional de los servicios y la reducción del impacto ambiental”, se afirmó.

Para los usuarios residenciales se considerará como criterio objetivo, una corrección tarifaria relacionada a la evolución de sus ingresos, representado por el coeficiente de variación salarial (CVS), como lo establecía la Ley 27.443, frustrada por el veto total impuesto por la administración anterior (gobierno Macri), sostiene Economía.

La cartera a cargo de Martín Guzmán aseveró que “para el 90 % de los usuarios residenciales, este mecanismo garantiza que las actualizaciones tarifarias siempre serán inferiores a sus aumentos salariales, implicando correcciones en sus facturas, menores que el incremento de sus ingresos en términos reales, con el objetivo de proteger los ingresos y mejorar el aspecto distributivo de la política de subsidios”.

De esta manera el Gobierno pone a consideración un esquema de tarifario para el bienio 2022-2023 que contempla tres niveles:

• Usuarios de gas beneficiarios de la tarifa social, para quienes no habrá otro incremento en su factura este año,  y para el próximo año calendario, esa corrección será equivalente al 40 % del CVS del año anterior.  Para los beneficiarios de tarifa social de Edenor y Edesur, la nueva corrección tarifaria para 2022 no superará el 6 %.

• Para el resto de los usuarios, el incremento total en la factura para cada año calendario será equivalente al 80 % del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) correspondiente al año anterior.

En función de este esquema, para el año 2022 y considerando la actualización tarifaria realizada en el pasado mes de marzo, el incremento propuesto para el mes de junio será en promedio del 17 % para las tarifas de electricidad de los usuarios del AMBA, y del 21.5 % promedio sobre el valor actual de la factura para los usuarios de gas de todo el país.

 Las variaciones exactas serán según cada categoría de tarifa residencial y también la región para los usuarios de gas.

• La franja del 10 % de ​usuarios de mayores ingresos y con plena capacidad de pago, dejarán de ser beneficiarios de subsidio al consumo energético, ratificó Economía.

Por Santiago Magrone

Los precios de los combustibles comercializados en estaciones de servicio con las marcas Shell (Raízen) y Axion registraron un incremento en la madrugada del domingo 8 entre el 10 y el 12 por ciento -según el tipo de combustible- respecto de los valores que estaban vigentes desde el 14 de marzo último.

Se trata de las dos compañías refinadoras y comercializadoras mas importantes del mercado local luego de YPF, compañía de mayoría accionaria estatal que detenta alrededor del 55 por ciento de las ventas totales de naftas y gasoils en el país.

En este sentido, cabe consignar que YPF no modificó sus precios al público, lo que permite suponer que, si mantiene este criterio, puede registrar en los próximos días un incremento parcial de la demanda en un contexto de oferta complicado, afectando a sus cuentas. Ello, además, en momentos en que el gobierno nacional procura al menos contener la suba generalizada de precios.

Así las cosas, los nuevos precios de referencia de los combustibles Shell en estaciones de la marca en la Ciudad de Buenos Aires pasaron a ser de $ 123,2 por litro para la nafta súper (antes $ 111,90); 149,5 para la nafta  V-Power (premium) (antes $ 134,70);  $ 118,6 para el diesel común, y de $145,2 para el V-Power diesel (antes $ 130,8).

En cuanto a los nuevos precios de referencia en CABA de la marca Axion pasaron a ser de $ 123,2 para el litro de nafta súper (antes $ 111,9);  $ 150,8 para la nafta Quantum (premium) (antes $ 134,7), y de $ 146,5 para el diesel Quantum (antes $ 130,8) .

 Los precios de referencia de YPF en CABA vigentes desde mediados de marzo son $ 109,90 para el litro de nafta súper; $ 132,10 para la nafta premium Infinia; 103,20 para el diesel común, y $ 128,10 para el Infinia Diesel.

El dato relevante es que Shell y Axion cortaron una dinámica de ajustes de sus precios que siempre tuvieron como referencia la actitud de YPF, entre otras razones para no perder participación en el mercado. Pero la decisión se enmarca en un contexto de fuerte suba del precio internacional de los hidrocarburos (el barril de crudo WTI ronda los US$ 110) en parte debido al conflicto bélico Rusia-Ucrania-OTAN, y el hecho de importar una parte de estos combustibles (premium).

Fuentes empresarias explicaron su decisión haciendo referencias comparativas: Por caso que “mientras el precio de la nafta súper se incrementó 17,5 por ciento desde junio de 2021 hasta marzo de 2022, los precios al consumidor lo hicieron 39,7 por ciento, los alimentos y bebidas en el 43,8 por ciento, el precio de la leche fresca en sachet en el 29,1 por ciento y el pan francés 45,4 por ciento, según datos del INDEC”.

Los aumentos otorgados a los biocombustibles (para su mezcla con las naftas y diesels) también presionan sobre el precio de los combustibles refinados. El biodiesel tendrá un aumento de 37 % hasta agosto, mientras que el etanol aumentará 39,5 %, refirieron.

“El aumento se entiende, además, porque hasta ayer los combustibles en Argentina estaban 30 % por debajo de lo que deberían valer. La brecha, con este aumento, se ubica ahora en aproximadamente 22 %”, calculan.

Una asamblea extraordinaria de accionistas , la Secretaría de Energía de la Nación estableció la denominación social Energía Argentina S.A. a la ahora ex IEASA, recuperando el nombre asignado al momento de su fundación como empresa estatal con participación en los diversos rubros de la actividad energética.

El Presidente de Energía Argentina, Agustín Gerez manifestó que “la recuperación de nuestra identidad está en el nombre, pero también en las acciones. En estos 2 años de gestión hemos recuperado los valores de su creación. Reactivamos todas las obras que se encontraban paralizadas y que no permitían que la Argentina crezca en infraestructura”.

“Entre ellas, describió Gerez, destacamos el Gasoducto del Noreste Argentino que interconecta a las Provincias de Santa Fe, Chaco, Formosa y Salta; la obra de Represas sobre el Rio Santa Cruz, con un crédito de 4.700 millones de dólares a tasas preferenciales Chinas, y recientemente pusimos en marcha la obra de transformación más importante que tendrá nuestro país para los próximos 25 años: Gasoducto Néstor Kirchner”.

Asimismo, añadió, “recuperamos el rol de generador mediante la Asignación de las centrales termoeléctricas Manuel Belgrano y San Martin; iniciamos el primer proyecto a gran escala de Hidrógeno verde, ello solo por mencionar alguno de los objetivos que hemos logrado. Todo obedece a sus criterios de creación, una Empresa de los Argentinos
para los Argentinos”.

El funcionario puntualizó que “lo que hemos logrado se hizo con el acompañamiento de las autoridades de la Secretaría de Energía que confían en los equipos que hemos formulado para el logro de los éxitos mencionados. Energía Argentina ya es una empresa
reposicionada en el sector, que colabora con los diferentes actores para que podamos
acceder a energía a precios competitivos para el pleno empleo y la producción”.

-El Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá, Fernando De Vido, y otras autoridades de la EBY recibieron  al Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al Subgerente General de ENARSA, Gastón Leydet y al Gerente General de CAMMESA, Sebastián Bonetto para detallarles el grado de avance de trabajos de mantenimiento y de nuevas obras en la Central Hidroeléctrica.

En una recorrida por dicho Complejo relevaron el avance del programa de mantenimiento y recuperación del parque generador (turbinas) y visitaron los sectores donde se realizan diversos trabajos de modernización y actualización de sistemas y mantenimientos programados de los equipos.

En las obras de maquinización del brazo Añá Cuá fueron recibidos por el Gerente, Fabián Ríos, quién les dió detalles técnicos de los trabajos que se realizan en la construcción para la ampliación del Parque Generador, y además observaron los componentes electromecánicos de las tres Unidades Generadoras que contendrá la nueva sala de máquinas.

Ríos describió a los funcionarios los trabajos en curso para la instalación de la nueva central  Hidroeléctrica, que aportará un aumento del 10 % a la capacidad de generación de energía del Complejo Hidroeléctrico argentino-paraguayo, con una potencia instalada de 270 megavatios, con tres turbinas tipo Kaplan de 90,20 MW de potencia cada una, utilizando el caudal ecológico de 1.500 metros cúbicos por segundo.

La energía ocupa hoy el centro de la agenda política y económica a nivel mundial. La disparada de los precios del crudo y el gas, que se profundizaron con el conflicto entre Ucrania y Rusia, obligaron a los países a replantearse su política energética y buscar alternativas para asegurarse de disponer de energía a un precio asequible para sus industrias y sus ciudadanos.

En ese contexto, la Argentina tiene una posición privilegiada por la cantidad de recursos energéticos que dispone para impulsar el desarrollo del país y contribuir a los procesos de transición energética de otros países.

Más allá de los recursos que tiene en Vaca Muerta, la segunda reserva de gas y la cuarta del petróleo del mundo, el país tiene una oportunidad enorme en su Mar Argentino. Según algunas estimaciones, hay un potencial de decenas de billones de barriles de petróleo por desarrollar.

Los recientes descubrimientos de petróleo por parte de Total y Shell en la cuenca de Orange en Namibia constituyen un antecedente promisorio para la actividad exploratoria que se está planificando en el Mar Argentino, porque ambas cuencas eran contiguas hace 120 millones de años.

La Argentina tiene la oportunidad de cambiar su perfil productivo con este tipo de proyectos y convertirse en un exportador de energía al mundo, generar divisas en forma significativa y evitar las crisis recurrentes y limitaciones en las que incurre la economía nacional producto de la falta de dólares para financiar su proyecto de desarrollo.

Para tener una idea de algunas magnitudes: sólo el desarrollo de un Bloque offshore puede generar ingresos públicos (regalías + impuestos) por 32.9000 millones de dólares. Si el proyecto es exitoso, y se escala el desarrollo a la Cuenca del Mar del Norte, los ingresos para el Estado se elevarían a 98.700 millones de dólares.
Además, la industria de hidrocarburos es el de mayor efecto multiplicador de empleo de la economía. Según el Centro de Estudios para la Producción, hay 5,1 puestos indirectos por cada puesto directo.

Si tenemos en cuenta que un solo proyecto podría generar 22.000 puestos directos, el efecto del empleo total es de más de 100.000 empleos en total. Sumado a esto, es importante señalar que los trabajadores de la industria son los que mejor pagos de la economía.

También, es importante señalar el impacto de este tipo de proyectos sobre las PYMES que prestan servicios a la industria. La cadena actual está muy desarrollada y tiene una presencia federal, beneficiando no sólo a las empresas de las cuencas productivas sino a otras provincias con industrias de otro perfil, como puede ser la metalmecánica, la construcción y los servicios.

El país debe encarar con seriedad el debate que se está dando en la sociedad sobre el desarrollo de este tipo de recursos, sin caer en falsas dicotomías y temores infundados. La Argentina tiene una importante experiencia en el desarrollo de proyectos offshore y más de 24 millones de metros cúbicos día del gas que se consume en el país proviene de las plataformas ubicadas en la zona de Magallanes.

Estos proyectos, además, van a estar emplazados a 300 km de la costa y se van a ir a buscar objetivos en aguas profundas, con lo cual se resguardan otras actividades comerciales que ya están desarrollándose en la zona como pueden ser el turismo y la pesca.

A esto se suma, que la actividad es ambientalmente sustentable dada la elevada cantidad de recursos que se puede obtener por pozo con relación a otro tipo de operaciones.

De todas maneras, las operadoras están cumpliendo con un exigente proceso de aprobación de los proyectos para garantizar que el cuidado del medio ambiente sea una prioridad. Al proceso de Audiencia Pública, se suma ahora un proceso participativo y abierto a la ciudadanía para que pueda conocer los proyectos y opinar sobre sus potenciales impactos. Este tipo de mecanismos son una novedad para la industria y periten cumplir con los Pactos internacionales a los que el país adhiere en materia ambiental.

En este marco, están dadas las condiciones para que el país encare el desafío de desarrollar sus recursos en el Mar Argentino y aprovechar la oportunidad que tiene para lograr la soberanía energética y contribuir a descarbonizar las economías del mundo en el marco de las transiciones energéticas.

Casos de éxito en el mundo

Brasil: En 2007 se descubre el primer gran yacimiento del presal que comenzó su desarrollo hacia 2009. Macaé, centro de las operaciones de Petrobras, pasó de ser una localidad agrícola y pesquera a un centro industrial y de servicios con varios de
los mejores índices económicos de Brasil. Más de 60.000 personas y 11.000 empresas se encuentran vinculadas con la actividad.

Guyana: desde los descubrimientos offshore en sus costas por grandes operadores a nivel mundial como Exxon, el país vive una situación económica que la diferencia de la región. Según la CEPAL el crecimiento de la economía del país fue del 16% en 2021 y se encamina a ser uno de los principales productores petroleros de Sudamérica.

El parque eólico marino más grande del mundo ha comenzado a construirse en el Banco Dogger, un banco arenoso ubicado en la zona central del mar del Norte, a 100 kilómetros de la costa del Reino Unido.

El proyecto es una empresa conjunta entre la compañía energética noruega Equinor, la italiana Eni Plenitude y la firma de servicios públicos británica SSE Renewables.

Como primer paso en la construcción del parque se instaló el primer tramo de cable submarino de corriente continua de alto voltaje frente a la costa de Yorkshire.

“Con los primeros cimientos que se instalarán a finales de este año y las primeras turbinas programadas para instalarse en 2023, ahora estamos bien encaminados para lograr la primera energía de este activo mundial de energía renovable sin igual”, señaló el director del proyecto, Steve Wilson.

En tanto, el parque eólico se desarrollará en tres fases: A, B y C, y una vez finalizado en 2026 tendrá una capacidad instalada de 3,6 gigavatios para abastecer de energía hasta 6 millones de hogares en el Reino Unido.

El parque eólico marino más grande del mundo comenzó a construirse en el Banco Dogger, un banco arenoso ubicado en la zona central del mar del Norte, a 100 kilómetros de la costa del Reino Unido.

El proyecto es una empresa conjunta entre la compañía energética noruega Equinor, la italiana Eni Plenitude y la firma de servicios públicos británica SSE Renewables.

Como primer paso en la construcción del parque se instaló el primer tramo de cable submarino de corriente continua de alto voltaje frente a la costa de Yorkshire.

“Con los primeros cimientos que se instalarán a finales de este año y las primeras turbinas programadas para instalarse en 2023, ahora estamos bien encaminados para lograr la primera energía de este activo mundial de energía renovable sin igual”, señaló el director del proyecto, Steve Wilson.

En tanto, el parque eólico se desarrollará en tres fases: A, B y C, y una vez finalizado en 2026 tendrá una capacidad instalada de 3,6 gigavatios para abastecer de energía hasta 6 millones de hogares en el Reino Unido.

El Gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, sostuvo que “la construcción de Atucha III es uno de los proyectos más importantes para el Estado argentino y precisa de mucho financiamiento para llevar adelante una obra que supera los 8.300 millones de dólares”.

“Los contratos se interrumpieron porque hubo un Gobierno que no pensó en el bienestar de la Argentina; ahora tenemos la obligación de consolidar y poner en marcha estos proyectos sin dilaciones”, aseguró Kiciloff, y agregó: “luego de una etapa en la que los únicos proyectos de largo plazo estaban vinculados al endeudamiento, la Argentina necesita darle continuidad a su plan nuclear y, para eso, se requieren políticas de Estado”.

Kicillof remarcó que “para la provincia de Buenos Aires, como principal potencia industrial y agropecuaria de la Argentina, es fundamental desarrollar el sector energético para pensar un futuro mejor”,  y explicó que “nuestro compromiso es el de empujar para que se superen todos los obstáculos y podamos avanzar con proyectos que son esenciales para nuestro pueblo”.

El Directorio de Nucleoeléctrica Argentina y sus pares de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) recibieron al gobernador bonaerense en el Complejo Nuclear Atucha junto al Secretario de Energía Darío Martínez, el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo y el Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires Gastón Ghioni.

Los funcionarios participaron de una presentación y recorrida por las instalaciones con el objetivo de conocer los avances del Plan Nuclear Argentino, con especial foco en Atucha III y el proyecto del reactor CAREM, desarrollado por la CNEA.

El 1 de febrero de 2022, Nucleoeléctrica Argentina y la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) firmaron el contrato para la construcción de Atucha III, un reactor de 1.200 MWe y una vida útil inicial de 60 años que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires. El proyecto supone una inversión de US$ 8.300 millones y permitirá incrementar en más de un 60% la generación eléctrica de origen nuclear.

El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) prevé la provisión de la ingeniería, construcción, adquisición, puesta en marcha y entrega de una central del tipo HPR-1000, que utilizará uranio enriquecido como combustible y agua liviana como refrigerante y moderador.

Las obras de construcción comenzarán a fines del corriente año y requerirán la creación de más de 7.000 empleos durante el pico de obra, 700 empleos fijos para su operación y una integración aproximada del 40% con los proveedores nacionales.

Participaron también del encuentro la diputada nacional Carolina Propato, el jefe de gabinete de la subsecretaría de Energía Eléctrica Ignacio Pallia, el intendente de Zárate Osvaldo Cáffaro, la Subsecretaria de Planificación y Coordinación del Ministerio de Transporte de la Nación Micaela Morán y subgerente general de IEASA Gastón Leydet, entre otros funcionarios nacionales y provinciales.

Por su parte, Darío Martínez, señaló que son pocos los países en el mundo que tienen el conocimiento, la capacidad, la tecnología y la mano de obra que tiene la Argentina. “Con Atucha I fuimos la primera Central Nuclear de América Latina, luego vino Atucha II”, expresó.

Asimismo, el funcionario destacó el Plan Nuclear Argentino. “Más aún cuando estamos en un proceso de Transición Energética, como nos hemos planteado desde la Secretaría de Energía, cumpliendo el mandato del presidente y la vicepresidenta”, señaló.

Martínez concluyó: “No cualquier país puede tomar estos desafíos y nosotros lo estamos haciendo. Lo que hacen nuestros técnicos, nuestros trabajadores, lo que aporta al sistema energético es importantísimo para el sistema y para la Argentina”.

En tanto, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, consideró que “el Estado Nacional apuesta al crecimiento del sector nuclear y a consolidar estos proyectos en curso que aportan energía de base, limpia y segura, a la matriz de generación eléctrica nacional, y que también tienen un impacto muy importante en el desarrollo tecnológico e industrial argentino”.

La visita al Complejo Nuclear y las declaraciones en respaldo de la construcción de Atucha III se producen en momentos en que se aguarda que el presidente Alberto Fernández suscriba la documentación referida al financiamiento por parte de China, en principio del 85 por ciento del monto total, aunque habría gestiones para su financiamiento total, habida cuenta las dificultades que afronta el país.  

Durante la presentación, el presidente de Nucleoeléctrica Argentina, José Luis Antúnez, informó que el proyecto Atucha III va a traer 700 empleos fijos a la región, y va a dejar alrededor de US$ 500 millones de insumos comprados a la industria metalmecánica nacional.

Luego del encuentro, Antúnez concluyó: “hacía rato que no teníamos una visita de este tipo, dese la inauguración de Atucha II en 2015. Que hayamos podido recuperar los proyectos, recomenzarlos y tener esta visita es una felicidad enorme”.

Nucleoeléctrica es la empresa a cargo de la operación de las tres centrales nucleares en funcionamiento en el país: Atucha I, Atucha II y Embalse.

También, de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional.

Nucleoeléctrica Argentina es una sociedad anónima cuyo capital social accionario se encuentra distribuido entre el Ministerio de Economía de la Nación (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) e Integración Energética Argentina S.A (IEASA).

La potencia instalada total de sus tres plantas es de 1763 MW. Y la  cantidad de trabajadoras y trabajadores directos de la empresa es de 3.000.

La empresa tiene un enorme capital humano especializado gracias a la experiencia en la operación de sus plantas, de la construcción y finalización de Atucha II y del Proyecto Extensión de Vida de la Central Nuclear Embalse. Ese conocimiento permitió que Nucleoeléctrica venda servicios de ingeniería y asesoramiento técnico a centrales en China, Canadá y Brasil.

La generación de energía de origen nuclear en el país permitió ahorrar en 2021 la emisión de 4,7 millones de toneladas de CO2 al ambiente.

Las centrales nucleares ocupan un lugar clave en la lucha contra el cambio climático y en el camino hacia la transición energética, porque no generan gases ni partículas causantes del efecto invernadero, uno de los responsables del calentamiento global.

En cuanto a otros proyectos nucleares NA-SA destacó el de extensión de vida de Atucha I.

La licencia de operación para Atucha I emitida por la Autoridad Regulatoria Nuclear se termina en 2024 marcando el final de su primer ciclo de vida útil. Desde el año 2006 se comenzaron a realizar los estudios necesarios para evaluar el proyecto de extensión de vida y se concluyó que Atucha I podría generar energía limpia y segura por dos décadas más.

La parada de reacondicionamiento tendrá una duración de 2 años a realizarse entre 2024 y 2026 e implica una inversión de US$ 450 millones, la creación de 2.000 puestos de trabajo directo e indirecto y la generación de oportunidades para proveedores nacionales calificados para las tareas de construcción y fabricación de componentes.

La Central Nuclear Atucha I inició su construcción en junio de 1968 y se convirtió en la primera central nuclear de potencia de América Latina, al ser conectada al Sistema Eléctrico Nacional en marzo de 1974.

La operación tiene como objetivo la desinversión de un activo no estratégico para los objetivos de crecimiento y transición energética de la compañía
La junta directiva de Ecopetrol decidió la venta de participación del 51,8% de la empresa en Inversiones de Gases de Colombia (Invercolsa), según ha informado en un comunicado.

La decisión,tiene como principales objetivos la desinversión de un activo no estratégico para los objetivos de crecimiento y transición energética de la compañía, así como la reasignación de capital a nuevas oportunidades alineadas con su estrategia a 2040

En marzo la petrolera anunció el lanzamiento del Plan Estratégico de Hidrógeno de bajo carbono, que tendrá proyectos por valor de 2.500 millones de dólares hasta 2040.

El plan estará dotado con una inversión anual promedio cercana a los 140 millones de dólares y tiene como meta la producción de hidrógeno verde, azul y blanco, que aportará entre el 9% y el 11% al objetivo de reducción del 50% de las emisiones de alcance 1,2 y 3 al 2050.

Para ejecutar este programa, la empresa ha trazado una ruta que se desarrollará en tres horizontes. El primero, entre 2022 y 2030, se enfocará en la expansión del hidrógeno en operaciones propias con proyectos a escala industrial e inicio de aplicaciones en movilidad sostenible con automóviles y autobuses.

El segundo, de 2030 a 2040, busca capturar y materializar resultados significativos en la descarbonización de las operaciones, diversificar en movilidad marítima y de aviación con hidrógeno y nuevas oportunidades comerciales en los mercados de Europa y Asia. El tercer horizonte, desde el año 2040 en adelante, está enfocado en la masificación del uso del hidrógeno y la expansión del portafolio.

La cifra positiva del trimestre se compara con las pérdidas de unos 1.868,8 millones de dólares del mismo periodo de 2021

La empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) ganó 122.494 millones de pesos (6.126 millones de dólares) en el primer trimestre del año en medio de una subida generalizada de los precios del petróleo en todo el mundo, según informó la petrolera este lunes.

Esta cifra se compara con las pérdidas de 1.869 millones de dólares del mismo periodo de 2021.

Al presentar el informe, el director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, atribuyó los resultados al aumento del precio de la mezcla mexicana del petróleo, el incremento en la producción, la recuperación económica y la adquisición de la refinería Deer Park en Houston (Texas, EEUU).

La compañía señaló que los ingresos totales por ventas y servicios sumaron 25.347 millones de dólares, un 59,6 % más que en el mismo período de 2021.

Dentro de las ventas totales, sobresale el crecimiento de 68,5 % de las exportaciones hasta los 12.551 millones de dólares.

En tanto, las ventas nacionales subieron un 51,3 % hasta los 12.686 millones de dólares.

El beneficio bruto se ubicó en 9.887 millones de dólares, un 35,7 % más frente al mismo periodo del año anterior, mientras que el rendimiento de operación aumentó un 65,6 % al situarse en 9.225 millones de dólares.

La petrolera precisó que el rendimiento antes de impuestos y derechos (ebitda) se incrementó un 1.262,3 % respecto al mismo lapso de 2021, y se situó en unos 11.107 millones de dólares.

El director de Pemex presumió de un aumento del 2,3 % interanual en la producción de crudo, que alcanzó un promedio de 1,755 millones de barriles diarios (mbd) en los primeros tres meses de 2022 frente a la media de 1,715 mbd del primer periodo de 2021.

Por otro lado, la producción de gas natural se redujo un 2,8 % al situarse en 4.637 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd).

Pemex, la petrolera más endeudada del mundo, registró una reducción del 2,5 % este primer trimestre frente al último dato de 2021 en sus pasivos totales, que incluyen deudas de corto y largo plazo, impuestos y derechos, situados ahora en 205.936 millones de dólares.

La deuda financiera total de Pemex también disminuyó un 3,9 % hasta los 108.110 millones de dólares.

Pemex perdió el pasado año 10.900 millones de dólares, cerca de la mitad frente al dato de 2020, cuando reportó la cifra negativa de 24.735 millones de dólares en medio de “la peor crisis de su historia”.

En el primer año del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador, en 2019, Pemex duplicó prácticamente sus pérdidas al reportar 15.497 millones de dólares.

.El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo un encuentro en el Palacio de Hacienda con representantes y staff de la compañía YPF, con quienes dialogó sobre “los planes de la empresa y la agenda energética del gobierno nacional, entre los cuales se destacaron el desarrollo de infraestructura y las oportunidades que ofrece el país para producir GNL”, describió sin mayores detalles un comunicado ministerial.

“Guzmán destacó, junto al Presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti, la importancia de fomentar el desarrollo de la infraestructura para apuntalar la producción del sector energético”, agregó el comunicado, (sería en referencia al tendido de gasoductos y oleoductos para aumentar la capacidad de transporte de ambos hidrocarburos hasta los centros de consumo interno y también con vistas a la exportación).

Además, se puntualizó que en la reunión “se analizó la posibilidad de ampliar o extender el Plan Gas Ar a efectos de garantizar volúmenes adicionales de producción al momento en que estén finalizadas las obras del gasoducto Néstor Kirchner”, tema que fue anticipado la semana pasada por el Secretario de Energía, Darío Martínez, quien no estuvo en la reunión.

La primera etapa de construcción de este ducto troncal (Tratayén-Salliqueló) implica unos 600 kilómetros de extensión y su financiamiento corre por cuenta del Estado nacional (unos US$ 1.500 millones).

Se licitó la provisión de caños (adjudicada a SIAT -Tenaris-) y Economía ya liberó partidas específicas. También están activadas otras licitaciones para la provisión de otros materiales y equipamiento.

Mientras, se apura la licitación por parte de IEASA (ex Enarsa) para las obras de tendido (Techint, y Pampa Energía a través de SACDE están interesadas). Se estima que los trabajos se iniciarán en agosto-setiembre, aunque el gobierno pretende tener operativo el ducto en el invierno 2023.

Resta además contar con el financiamiento para licitar la segunda etapa del gasoducto PNK, diseñado para llevar el gas de Vaca Muerta hasta el sur de Santa Fe, para allí conectar con el GNEA, lo cual posibilitaría exportar gas natural a Brasil.

Asimismo, se indicó que “Guzmán y los representantes de YPF evaluaron los planes del Gobierno nacional para impulsar la producción de GNL en el país, y se trabajó sobre las perspectivas del aumento de producción de fertilizantes en la Argentina”.

Se trata de productos muy demandados a nivel internacional como consecuencia de su menor disponibilidad en el contexto de la guerra entre Rusia y Ucrania (con  las sanciones a Rusia promovidas por OTAN-EE.UU).

La semana pasada el ministro afirmó en ámbitos empresarios locales que el gobierno nacional está decidido a impulsar iniciativas de inversión privada en proyectos de producción de GNL.

Al regreso de viajes a los Estados Unidos y luego de participar en reuniones del G-20, Guzmán habló de posibles inversiones por hasta 10 mil millones de dólares en cuatro o cinco años para producir y exportar GNL por valores en torno a los 15 mil millones de dólares hacia 2027. Si bien no hay precisiones, trascendió que están en consideración propuestas con participación de YPF, PAE, TGS, Wintershall, entre otras importantes operadoras.

Participaron también en el encuentro el secretario de Política Económica, Fernando Morra; de Legal y Administrativa, Rita Tanuz; el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio; y la subsecretaría de Hidrocarburos, Maggie Luz Videla Oporto.

Estuvieron además el director de YPF en representación del Estado Nacional, Demian Panigo; el Director del Banco Central, Guillermo Hang; el Vicepresidente de Gas y Energía de YPF, Santiago Martínez Tanoira; el Vicepresidente de Downstream, Mauricio Martín; y el CFO de la compañía Alejandro Daniel Lew.

. La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Bernardo Andrews como el nuevo presidente.

En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2022-2023, el actual CEO de Genneia fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la Vicepresidencia René Vaca Guzmán, asesor de presidencia en PCR y anterior presidente de la Cámara.

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2021.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Gastón Guarino, Miembro del
Directorio de GRI Calviño Towers Argentina S.A, como Secretario y a Sebastián Roberto
Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

Bernardo Andrews expresó “Es un orgullo para mí asumir la presidencia de la Cámara Eólica Argentina. Me siento honrado de estar acompañado de un gran equipo de
profesionales en la Comisión Directiva de la Cámara con los cuales compartimos el objetivo común de concientizar sobre el cambio climático y la transición energética en todos los ámbitos; así como también estimular las oportunidades de crecimiento económico del sector de la energía eólica en relación con el incremento de la capacidad de generación de nuestro país”.

La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

esidente: Bernardo Andrews (Genneia)
Vicepresidente: René Vaca Guzmán (PCR)
Secretario: Gastón Guarino (Gri Calviño Towers)
Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)
Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Andrés Gismondi (Vestas); Rodolfo Heriberto
Freyre (PAE); Diego López Cuneo (Hychico); Rubén López (Central Puerto); Iván Duronto (AES).

Vocales Suplentes: Gustavo Castagnino (Genneia); Florencia Fridman (PCR); Antonio Barbosa (Gri Calviño Towers); Antelo Ángel (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Favio Jeambeaut (PAE); Pilar Delgado (Hychico); Laura Fuentes (Central Puerto); María Florencia Frega Ferrare (AES).

Revisor de Cuentas Titular: Pablo Jauck (Siemens) Revisor de Cuentas Suplente: Mehdi Hadbi (Siemens) Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la 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.

En los últimos cuatro años, las estaciones de servicio de todo el país perdieron el equivalente a 5.5 meses de facturación, indicó el último informe de expendio de combustibles elaborado por la cámara de expendedores CECHA, correspondiente a marzo.

“Aunque los números de volumen de venta siguen mostrando leves incrementos mes a mes, no alcanzan para revertir la crítica situación del sector que sobrevive en un contexto de alta inflación, atraso en los precios y paritarias sin techo”, sostuvo la entidad empresaria.

Su presidente, Gabriel Bornoroni, reiteró su advertencia sobre la situación del sector señalando que “desde hace cuatro años estamos operando en modo supervivencia. Primero fue la recesión (2018/19), luego la pandemia y ahora un contexto económico de incertidumbre, marcado por nuevos picos de inflación, el atraso en los precios, la escasez de combustibles y  paritarias que superan la capacidad de pago del sector”.

Desde que comenzó la última recesión en Argentina, a comienzos de 2018, el mercado minorista de combustibles líquidos perdió de manera acumulada ventas por 8.2 millones de m3, lo que representa 5.2 veces el volumen total vendido durante abril de 2018, el mes tomado como referencia.

El atraso de precios de combustibles agravó aún más la situación en un contexto en que el resto de los precios de la economía continúa subiendo. Por ejemplo, mientras el precio de la nafta súper se incrementó 17.5 % desde junio de 2021 hasta marzo de 2022, los precios al consumidor se incrementaron 39.7 %, los precios de alimentos y bebidas se incrementaron 43.8 %, el precio de la leche fresca en sachet se incrementó un 29.1 % y el precio del pan francés se incrementó un 45.4 %, para tomar sólo algunos productos de referencia, todo esto según datos oficiales de INDEC.

Esta evolución de los precios relativos ha provocado un peor desempeño de la facturación total de las estaciones de servicio del país, medidas a precios constantes, es decir, descontando la inflación, que el desempeño de los volúmenes.

Durante marzo de 2022, la facturación total a precios constantes estuvo todavía 7.7 % por debajo del nivel registrado en marzo de 2018, 4 años atrás. En estos 4 años, la pérdida total de facturación equivale a 5.5 meses de facturación, a precios de inicio del periodo, señala el informe.

Según el detalle de expendio elaborado por CECHA, el volumen total de combustibles líquidos vendido en el canal minorista argentino se incrementó durante marzo de 2022 un 5.6 %, con incrementos en 23 de las 24 jurisdicciones provinciales. En comparación con abril de 2018, el total de ventas fue 3.2 % mayor durante marzo último, situación que ocurrió en 12 de las 24 jurisdicciones provinciales, en 5 de las cuales esto se debió exclusivamente al desempeño del gasoil.

“Aunque las estadísticas muestran subas leves en las ventas, no alcanzan para que las estaciones logren una rentabilidad razonable. El punto de equilibrio de una estación de servicio con 2 operarios de playa por turno, 1 cubrefrancos, 1 encargado de turno y 1 empleado administrativo, fue de 305.000 litros, volumen mensual que no alcanza el 52.8 % de las estaciones de servicio del país”, explicó el dirigente.

La Secretaría de Energía instruyó a IEASA (ex-ENARSA) para que provea de gas “al pequeño número de usuarios industriales y estaciones de GNC que aún tenían problemas para cerrar contratos de abastecimiento de gas en el mercado para la temporada Mayo 2022 a Abril 2023”, se indicó.

La UIA informó al respecto a la Secretaría de Energía que solo dieciséis empresas del sector estaban en esa situación.

Por otra parte. las organizaciónes de empresarios del sector expendedor de combustibles estimaron que sólo unas ochenta y tres tenían inconvenientes, de las mil cien Estaciones de Servicio de GNC existentes en el país.

El Secretario de Energía Darío Martínez expresó que “la robustez del sistema por la mayor producción general de gas nacional, y el volumen acordado de inyección desde Bolivia, hacen que no exista mayor inconveniente, y con esta instrucción a ENARSA, se pueda resolver una situación que siempre tuvo pequeñas dimensiones.”

Con el 97 % del sector ya contractualizado con sus habituales proveedores, ya sean estas productoras directamente o comercializadoras, el Gobierno Nacional utilizó a la estatal ENARSA para resolver la situación y abastecer de gas al grupo de empresas con problemas de abastecimiento.

“La mayoría de ellas por estar localizadas en zonas próximas a cuencas en declino, por esperar cerrar sus contratos a último momento, por descalce entre la mayor producción y oferta de gas y la mayor demanda, por cambio de cuenca de origen en la contractualización de las distribuidoras, o por otras razones, no tenían contratado aún sus compras del fluido”, explicó Energía.

No obstante existan algunos casos muy puntuales en otras localizaciones, esta problemática se concentra en la región servida por la Cuenca Noroeste que mantiene su merma de producción.

Martínez manifestó que “la intención es auxiliar transitoriamente a estas empresas con gas para su continuidad productiva, pero guiándolos nuevamente hacia proveerse de gas y contractualizarse con productoras y comercializadores en el mercado”.

Las empresas industriales interesadas podrán contratar directamente con ENARSA o a través de las comercializadoras, a un precio de US$ 6.05 el MMbtu para operaciones interrumpibles, y un precio 20 % mas elevado para contratos en firme.

La intermediación de las comercializadoras no podrá elevar estos precios en más del 6 %, nunca imputable a ENARSA.

El precio determinado para estas operaciones de ENARSA con la industria, es superior al promedio ponderado del gas del sistema que tiene origen en financiamiento estatal.

Por su parte, la Estaciones de GNC lo harán a través de las respectivas distribuidoras a un precio variable, siempre 5 % más elevado que el que YPF cobra a las estaciones que abastece.

La instrucción abarca el periodo desde 1 de Mayo al 30 de Septiembre de 2022.

Si bien esta prevista la posibilidad de prorroga, la misma implica un incremento de los precios en 7.5% bimestral, se indicó.

El Ministerio de Petróleo, Energía y Minas de Mauritania ha anunciado el inicio de los trabajos de perforación de cuatro pozos de producción de gas en el campo marino de Grand Tortue Ahmeyim (GTA), una obra que concluirá en nueve meses.

Según informó el ministerio en su cuenta de Facebook, la producción real en este campo que se extiende en el Atlántico a ambos lados de la frontera entre Mauritania y Senegal está programada para principios de 2023.

En el lado mauritano, GTA lo desarrolla conjuntamente el gigante británico del petróleo y el gas BP, la petrolera estadounidense Kosmos Energy y Mauritanian Hydrocarbons Company (SMHPM), con BP como operador.

El campo (considerado uno de los más grandes del golfo de Guinea) cubre un área de 33.000 km2 y se espera que contenga aproximadamente 15.000 millones de pies cúbicos de gas recuperable.

Según las expectativas, GTA podría entregar hasta 10 millones de toneladas de gas natural licuado por año cuando esté terminado, a un costo total de 4.600 millones de dólares.

Mauritania depende mucho de este proyecto para desarrollar su proceso de transición energética y también para la producción de electricidad. 

Shell Overseas Investments comprará la plataforma Sprng Energy de Actis, que tiene más de 2.900 MW de activos solares y eólicos en funcionamiento o en desarrollo en India.

El precio de la operación es de 1.470 millones de euros y está sujeta a autorización regulatoria. Aun así, se espera que la transacción se cierre en 2022.

Sprng Energy, que es una inversión del fondo Actis Energy 4, suministra energía solar y eólica a empresas de distribución eléctrica en India. La compañía tiene otros 7,5 GW de proyectos de energía renovable en trámite.

La jefa de infraestructura energética de Actis, Lucy Heintz, dijo: “El crecimiento y el éxito de Spring en India es una prueba más de nuestra capacidad para construir una infraestructura sostenible líder en el mercado en cualquier parte del mundo, al mismo tiempo que generamos rendimientos competitivos para nuestros inversores”.

“Tenemos más de una década de experiencia apoyando la Transición Energética y con Sprng hemos construido una plataforma de energía renovable que será fundamental para impulsar el viaje neto cero de la India. Esperamos crear más Sprngs con nuestro último fondo, Actis Energy 5”, continuó.

El socio de Actis Energy Infrastructure, Sanjiv Aggarwal, dijo: “Sprng es la mejor plataforma de energía de su clase que brinda energía limpia y confiable a millones de personas en toda la India. Por eso, seguimos comprometidos con el mercado indio y su transición ecológica, y esperamos invertir 1.000 millones más en la región para fines de 2026”.

La distribuidora de gas natural por redes MetroGAS realizó una nueva obra de conexión en el ‘Comedor Casa del Niño de San Agustín’ ubicado en la Localidad San Francisco Solano, en el Partido de Quilmes, en alianza con el Banco de Alimentos, ya que dicho comedor es una de las más de 1.200 organizaciones con las que colabora la ONG a fin de mejorar la nutrición y evitar el desperdicio de alimentos en un contexto de crisis social y alimentaria para un alto porcentaje de la sociedad.

Facilitar el acceso al servicio de gas natural a organizaciones de la sociedad civil, realizando o mejorando instalaciones internas es el objetivo que se marcó MetroGAS en su programa “Instalaciones Solidarias”, que suma ya más de 13 organizaciones beneficiadas en 4 años y hoy sigue apostando a que el número crezca.

El trabajo llevado adelante por parte de MetroGas implica un análisis y el proyecto técnico, la contratación y seguimiento de la obra civil, el acompañamiento de los aspectos comerciales y administrativos, y el alta de servicio. Estas obras, siempre tienen una especial atención a la revisión y control de todos los artefactos, sensibilizando sobre la importancia de su mantención regular como medida preventiva de accidentes por monóxido de carbono.

Se realizan potenciando el trabajo de técnicos gasistas matriculados y cuentan con el apoyo del Voluntariado Corporativo de MetroGAS.

La Casa del Niño de San Agustín funciona desde 1995 y año tras año fue sumando nuevas actividades y servicios para la comunidad. En un primer momento, sólo se dedicaba a darle la merienda a los chicos y chicas del barrio. Hoy brindan el desayuno, almuerzo, merienda y cena a 900 personas por semana y entregan bolsones de comida a 120 familias. Además, cuentan con salitas para niños y niñas de 1 a 4 años, y ofrecen apoyo escolar, consultoría de acompañamiento por violencia intrafamiliar, y talleres para adultos mayores.

“Dependíamos de la garrafa para poder cocinar y hoy logramos ya operar con un sistema estable, seguro y mucho más conveniente gracias a este apoyo, y así llegar con nuestros platos a más y más familias que lo necesitan. Un plato de comida calentita, hace la diferencia”, cuenta Patricia Lorena Bas, responsable y cofundadora del E.P.I San Agustín.

En esta organización, como en muchas de las beneficiarias del programa de MetroGAS, se destaca la solidaridad y la voluntad de apostar al trabajo colectivo. “Estamos felices de poder ser parte de esta alianza tan importante para las instituciones con las que trabajamos. Llegar con alimentos a las personas que los necesitan es nuestra misión diaria y, sumado a eso, poder colaborar para que ellas cuenten con espacios más propicios para su tarea, es más gratificante aún.” Declaró Marisa Giráldez – Directora General del Banco de Alimentos.

“Este es un programa que nos llena de alegría al ver la transformación en el servicio solidario que brindan las organizaciones beneficiarias. Es un orgullo poder estar cerca de estas personas y su trabajo llevando el lema de MetroGAS adonde sea más necesario”, Viviana Barilá, jefa de Sustentabilidad de MetroGAS.

El Programa Instalaciones Solidarias lleva 4 años de ejecución con 13 organizaciones beneficiarias que se encuentran con obras activas y en marcha que impactan en más de 2.000 familias. La postulación es abierta y la selección se realiza siguiendo criterios ajustados disponibles en: https://instalaciones-solidarias.metrogas.com.ar/
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Exxon Mobil, la mayor petrolera estadounidense, anunció un beneficio neto de 5.480 millones de dólares en el primer trimestre de 2022, el doble respecto al mismo periodo del año anterior.

La compañía obtuvo una facturación de 90.500 millones de dólares, un 53 % más interanual, pero se anotó un cargo de 3.400 millones por el cierre planeado de su negocio en Rusia, según indicó en un comunicado.

Su producción entre enero y marzo fue de 3,7 millones de barriles diarios de producto equivalente al petróleo, un 4 % menos respecto al trimestre anterior, que atribuyó a parones relacionados con el clima y al aumento de los precios.

La petrolera estadounidense Chevron comunicó este viernes un beneficio neto de 6.259 millones de dólares en el primer trimestre de 2022, un 355 % más respecto al mismo periodo del año anterior.

La compañía obtuvo una facturación de 54.373 millones de dólares, casi un 70 % más alta a nivel interanual, según indicó en un comunicado.

Su producción entre enero y marzo fue de 3,06 millones de barriles diarios de producto equivalente al petróleo.

Petrobras vendió por 2.200 millones de dólares toda su participación en un campo de explotación en aguas profundas del océano Atlántico que comparte con la subsidiaria de la española Repsol.
Petrobras tiene previsto alcanzar desinversiones que varían entre los 15.000 millones de dólares y los 25.000 millones de dólares entre 2022 y 2026.

La negociación se cerró este jueves con la empresa brasileña Petro Rio Jaguar Petróleo LTDA, que desembolsó 292,7 millones de dólares en la firma del contrato.

Otros 1.660 millones de dólares serán abonados al cierre de la transacción y se entregarán hasta 250 millones de dólares en pagos contingentes, dependiendo de las cotizaciones futuras del Brent, ha explicado Petrobras.

El campo vendido es el de Albacora Lester y está ubicado, en su mayoría, en la cuenca de Campos, un yacimiento localizado en el denominado presal, el horizonte de explotación que Brasil descubrió en aguas profundas por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor y cuyas gigantescas reservas pueden convertir al país en uno de los mayores exportadores mundiales de crudo.

El pozo, que se encuentra a unos 120 kilómetros del litoral de Río de Janeiro y cuya concesión está compartida con la española Repsol (que posee el 10 % de la participación), tuvo una producción de 25.400 barriles de petróleo por día durante el primer trimestre de 2021 y de 615.300 metros cúbicos de gas por día, según la empresa.

Petrobras es el operador del campo y tiene una participación del 90 %, mientras que el 10 % restante pertenece a Repsol Sinopec Brasil, subsidiaria de la petrolera española.

La venta está enmarcada en el ambicioso plan de desinversiones de la mayor empresa de Brasil y que tiene como objetivo reducir la deuda, mejorar su perfil financiero y centrar las operaciones en los activos más rentables, principalmente los de explotación de hidrocarburos en aguas muy profundas.

Según Petrobras, la compañía busca concentrar sus recursos en los campos que tiene en aguas profundas del océano Atlántico, “activos que han demostrado una gran ventaja competitiva a lo largo de los años, con menores emisiones de gases de efecto invernadero”.

Petrobras, que está controlada por el Estado brasileño pero cuenta con acciones negociadas en las bolsas de Sao Paulo, Nueva York y Madrid, tiene previsto alcanzar unas desinversiones que varían entre los 15.000 millones de dólares y los 25.000 millones de dólares entre 2022 y 2026.

Rusia suspendió esta semana los suministros de gas a Bulgaria y a Polonia, después de que ambos países se negaran a pagarlo en rublos. Mientras, la empresa energética alemana Uniper anunció que no descarta modificar el proceso de pagos, al tiempo que informaciones no confirmadas sugieren que el operador austriaco OMV y la empresa italiana Eni también evalúan la posibilidad de recurrir al rublo para pagar los suministros rusos, según Financial Times.

Desde Bruselas, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, advirtió que Europa debe negarse a comprar el gas en rublos. A este respecto, expertos señalan que estas últimas informaciones solo confirman la ausencia de unidad entre los países europeos en cuanto al pago de los suministros del gas natural ruso.

Alexéi Grivach, subdirector ejecutivo de la Fundación de la Seguridad Energética Nacional de Rusia para los asuntos de gas, explica a BMF.ru que Europa “no logró formular una postura más o menos solidaria” en relación con los pagos.

Según explica, hoy en día en Europa se han manifestado dos posturas diferenciadas: los países que, como Polonia y Bulgaria, se negaron a pagar por el gas y dejaron de recibirlo y los países que abrieron dos cuentas en el banco ruso Gazprombank, pagaron en euros y solicitaron una conversión a rublos.

Una de las cuestiones más apremiantes que divide a los países europeos es la cantidad de gas que tienen almacenado en sus reservas. En marzo, la Comisión Europea introdujo nuevas reglas de reservas mínimas que obligan a los países de la UE a llenar sus reservas hasta al menos el 80 % para el próximo noviembre —cifra que aumentará al 90 % en los próximos años— con objetivos intermedios para agosto, septiembre y octubre. Sin embargo, los niveles restantes en las reservas siguen siendo dispares entre los países del bloque.

Los niveles de gas almacenado por Polonia en sus reservas llegan al 76 %, según los datos de Gas Infrastructure Europe para este mes de abril. En opinión de Alexéi Kokin, experto de mercados de petróleo y gas natural del banco Uralsib, que habló con la agencia Prime, el caso de Polonia, que ya en 2019 había manifestado su intención de no prorrogar el contrato con Gazprom, es resultado de una estrategia a largo plazo. En particular, el país espera reemplazar los suministros rusos con el gas que recibirá del gasoducto Baltic Pipe cuya construcción podrá completarse a finales de este año.

Por su parte, Bulgaria se encuentra en una situación más complicada, con sus reservas a solo el 17 % del nivel máximo. No obstante, según Konstantín Símonov, director ejecutivo de la Fundación de la Seguridad Energética Nacional de Rusia, es posible que el país intente usar el gas que pasa a través de su territorio por el gasoducto Balkan Stream a Serbia y a Hungría.

Mientras, Alemania y Austria, unos de los países que más dependen del gas ruso, lograron acumular tan solo el 33 % y el 17 % en sus reservas, respectivamente, hecho que podría generar dificultades a la hora de rechazar los suministros rusos. Italia, por su parte, también tiene cerca del 35 % de sus reservas de gas llenas.
“Decisión política”

Según Símonov, la división de Europa sobre esta cuestión también se debe a razones políticas. El experto señala que el esquema presentado por Rusia es “muy cómodo para los compradores” que, técnicamente, pagan en euros por el gas, mientras que Gazprombank se encarga de la conversión a rublos. “Técnicamente, si la empresa desea decir que paga en euros, puede declararlo en Europa. Así que se trata únicamente de una cuestión de elección política, y por eso ahora está claro quién toma una decisión económica y quién, una decisión política”, explica.

“En general, está claro que habrá negativas orgullosas donde las posturas antirrusas son más fuertes”, opina. En este contexto, Símonov predice que los principales países de Europa occidental aceptarán el esquema, mientras que gran parte de Europa del Este rechazarán el rublo como moneda de pago.

Al mismo tiempo, María Belova, de la agencia consultora Vygon Consulting, sostiene en declaraciones a Kommersant que Occidente parece haberse dividido entre los países de “la Vieja Europa” y “la Nueva Europa”. Esta última, según Belova, podrá rechazar los suministros del gas ruso con más facilidad. Al mismo tiempo, la experta considera que estos “nuevos países de la UE” esperan una recompensa por las eventuales pérdidas económicas o podrán exigir que otros Estados cubran sus necesidades energéticas.

ALEMANIA

Uniper, la principal empresa importadora del gas natural ruso a Alemania, no descarta la posibilidad de pagar por el suministro en rublos. Así lo confirmó este miércoles Tiina Tuomela, directora financiera de la compañía.

“Consideramos que la modificación del proceso de pago cumple con la ley sobre las sanciones y por tanto los pagos son posibles”, dijo Tuomela durante una llamada telefónica con analistas, citada por Reuters. La representante agregó que el primer pago bajo ese nuevo esquema debería realizarse a finales de mayo.

Este lunes, desde la empresa señalaron que es importante actuar al respecto sin violar las sanciones impuestas por la Unión Europea contra Rusia por su operativo militar en Ucrania. Además, aseguraron que trabajan con el Gobierno alemán sobre el asunto.

Por otra parte, Uniper considera que la suspensión de los suministros de gas ruso a Polonia no afectará el tránsito a través del gasoducto Yamal-Europa. “Se trata de un acuerdo entre esa contraparte [la polaca] y Gazprom. Por lo tanto, no tendrá un impacto en el tránsito de volúmenes a través de Polonia”, aseguró este miércoles Niek den Hollander, director comercial de la entidad.

Sin embargo, el CEO de Uniper, Klaus-Dieter Maubach, estimó en una entrevista para el diario Frankfurter Allgemeine Zeitung que Rusia podría cortar las entregas del gas si Occidente decide implantar un embargo petrolero. “Cualquier acción por el lado occidental puede desencadenar reacciones”, acentuó.

Alemania sigue siendo el país europeo que más depende del gas ruso. Así, en el primer semestre de 2021, Gazrpom le suministró 28.900 millones de metros cúbicos de gas, según Bloomberg. Un eventual corte de las entregas podría costarle a la economía germana 233.000 millones de dólares, o 6,5 % del PIB.
Suspensión de los suministros a Polonia y Bulgaria

Este miércoles, el gigante gasístico ruso Gazprom suspendió los suministros de gas a Bulgaria y a Polonia tras su negativa a pagarlo en rublos. Asimismo, la empresa recalcó que ambos son países de tránsito y advirtió que, “en caso de extracción no autorizada de gas ruso de los volúmenes de tránsito hacia terceros países, los suministros para el tránsito se reducirán en ese mismo volumen”.

Con la presencia de autoridades ejecutivas y especialistas académicos de ambos países el viernes 29 se realizará el “Seminario argentino-chileno para una agenda de investigación en integración energética en la transición”.

El embajador argentino en Chile, Rafael Bielsa, y la embajadora chilena en la Argentina, Bárbara Figueroa, encabezarán un encuentro virtual que contará con la participación de las máximas autoridades energéticas de las dos naciones, el secretario de Energía, Darío Martínez, y ministro de Energía, Claudio Huepe.

En el encuentro se abordarán los desafíos comunes para ambas naciones en el marco del proceso de transición energética y las principales líneas de trabajo común que permitan avanzar hacia la integración entre la Argentina y Chile en el área de la energía.

Además, los doctores Roberto Kozulj (Universidad Nacional de Río Negro) y Rodrigo Palma (Universidad de Chile) aportarán la visión académica respecto a las investigaciones actuales sobre la materia.

El evento tendrá lugar este viernes 29de abril, a las 10:00 hs. (09:00 hs. en Chile) y la inscripción para seguirlo podrá realizarse en https//tinyurl.com/Emb-Arg-Chi.

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, suscribió un convenio con el secretario nacional de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, para la reactivación de las obras de la Planta Transformadora 25 de Mayo de 500/132 Kv. Su puesta en marcha permitirá mejoras en el abastecimiento de electricidad y un servicio más económico en beneficio de un millón de habitantes, industrias y comercios de la zona centro de la provincia de Buenos Aires.

Desde el predio de la estación, ubicado a unos 12 kilómetros de la cabecera del partido, Kicillof subrayó que “esta es una obra central para la Provincia que, como tantas otras, fue planificada hace mucho tiempo, iniciada y luego paralizada”. “Con apoyo del Gobierno Nacional, resolvimos las deudas y los problemas administrativos para reactivarla, porque vinimos a terminar todas las obras que hacen falta para mejorar la calidad de vida de los y las bonaerenses”, añadió.

Entre la Nación y la Provincia se finalizará esta obra que había comenzado en 2017 y luego fue paralizada. La nueva planta tendrá una capacidad de transformación de 600 MVA a 132 Kv y quedará preparada para recibir dos líneas adicionales de 500 Kv, permitiendo el despacho de energía eléctrica en localidades como Saladillo, Chivilcoy y Lobos.

Darío Martínez afirmó: “después de resolver todos los conflictos que se generaron cuando se paralizaron los trabajos, volvemos a poner en marcha las obras para llegar con energía a lo largo y a lo ancho del país”. “Esta obra es emblemática porque brinda estabilidad a toda la región, dando factibilidad a la industria y al trabajo y robusteciendo el sistema energético de un país que demanda cada vez más energía”.

En tanto, el intendente Hernán Ralinqueo remarcó: “Esta estación va a repotenciar nuestro municipio y la región centro de la provincia de Buenos Aires, generando más capacidad para la industria, el comercio y el arraigo de los jóvenes”.

Sabemos que hay quienes creen que la Provincia es inviable por su tamaño y diversidad productiva. Para nosotros es todo lo contrario: tenemos un enorme potencial y futuro y lo que necesitamos es desarrollar igualdad de oportunidades”, señaló el Gobernador.

También estuvieron presentes el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Leonardo Nardini; y el subsecretario bonaerense de Energía, Gastón Ghioni.

La petrolera Vista presentó los resultados del primer trimestre del 2022 en los que registró un aumento del 29 % en su producción total de hidrocarburos (43,900 boe/d), y del 35 % en la de petróleo (35,638 bbl/d), ambos valores comparados con el primer trimestre del año pasado. Asimismo, la producción total estuvo 7 % por encima del trimestre anterior.

Durante una transmisión con analistas e inversores, Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista afirmó que “el crecimiento de la producción continúa siendo impulsado por nuestro desarrollo en Bajada del Palo Oeste, que ahora representa el 70 % de nuestra producción total de petróleo. En este trimestre, la producción fue impulsada por los pads 9 y 10”.

La producción de pozos shale fue de 29,661 boe/d, de los cuales 97 % corresponden a los conectados en el bloque Bajada del Palo Oeste.

Vista informó un EBITDA (resultado bruto de explotación antes de gastos financieros y amortizaciones) ajustado de US$ 127.1 MM, lo que significó un incremento trimestral de 9 por ciento y un incremento interanual de 118 %, impulsado por un fuerte crecimiento de a ingresos, y costos operativos estables. Durante el periodo, el margen de EBITDA ajustado fue 61 %, 11 puntos porcentuales por encima del primer trimestre del 2021.

La utilidad neta ajustada de Vista fue de US$ 39.1 MM, comparada con los US$ 6.9 MM del primer trimestre de 2021. Se alcanzó un flujo de caja libre positivo de 33.0 $MM en el periodo.

Los ingresos totalizaron US$ 207.9 MM, un 79 % por encima de los US$ 115.9 MM registrados en el primer trimestre del 2021.

La compañía exportó el 33 % del volumen de petróleo (988.2 Mbbl de petróleo y US$ 77.1 MM de ingresos correspondientes).

El costo de extracción (lifting cost) fue USD 7.8 /boe en el trimestre, un 3% por encima del lifting cost por boe del mismo periodo del 2021, impulsado por la adquisición de Aguada Federal y Bandurria Norte, y parcialmente contrarrestado por la producción incremental de Bajada del Palo Oeste, la cual continúa diluyendo la base de costos fijos de la compañía. El lifting cost por boe disminuyó 3% comparado a 4T 2021, impulsado por la ejecución de un programa de optimización de lifting cost en Aguada Federal y Bandurria Norte.

Las inversiones fueron USD 80.6 MM, reflejando la completación del primer pad (número 11) de dos pozos de Vista en Bajada del Palo Este y la perforación de dos pads en Bajada del Palo Oeste que serán completados en el segundo trimestre. En relación a esto Galuccio dijo que “el pad número 11 es la primera fase de un programa piloto de 5 pozos. Los próximos 3 pozos se perforarán en 2 pads al este. Una vez finalizado el piloto, tendremos una base clara para ampliar nuestra cartera de pozos listos para perforar en Vaca Muerta”.

Además, indicó que “en Bajada del Palo Oeste hemos completado la perforación de los pads 12 y 13, los cuales estarán terminados durante el segundo trimestre del año. Esto nos deja en camino para conectar 24 pozos nuevos de acuerdo a nuestro guidance 2022”.

La compañía informó un buen avance de los proyectos para reducir la intensidad de las emisiones GEI en un 25% en 2022, en comparación con 2021.

Galuccio dijo: “Estamos proyectando un EBITDA ajustado de 625 millones de dólares, un aumento de 50 millones de dólares en comparación con el guidance original” (previsiones).

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En un comunicado especial dirigido a los medios, Mario Mehren, CEO de Wintershall Dea, ha descrito la agresión bélica de Rusia contra Ucrania como un «punto de inflexión fundamental para Wintershall Dea». Pocos días después de comenzar la guerra, Wintershall Dea anunció la suspensión por su parte de la financiación de Nord Stream 2, interrumpió sus pagos a Rusia y rechazó rotundamente cualquier proyecto nuevo en Rusia. La empresa fortalecerá a partir de ahora su portfolio fuera de Rusia e incluirá en sus planes nuevos países. También aumentará las inversiones previstas en gestión de carbón y en hidrógeno. 

Un punto de inflexión para Wintershall Dea

La guerra marca un «punto de inflexión fundamental» en términos geopolíticos y para Wintershall Dea, señala Mehren. «Las relaciones comerciales con Rusia no pueden ser normales en este contexto. Y no lo serán. No cabe ninguna duda al respecto».
La empresa reaccionó pocos días después de que comenzara la guerra. Anunció la suspensión de la financiación por su parte de Nord Stream 2 e interrumpió los pagos a Rusia. La empresa rechazó rotundamente cualquier nuevo proyecto en Rusia, así como cualquier nuevo proyecto con socios rusos fuera de Rusia.

Consecuencias financieras

En el primer trimestre, Wintershall Dea tuvo un deterioro de 1.500 millones de euros en sus activos relacionados con Rusia, lo que provocó una pérdida neta de 1.000 millones de euros en el mismo trimestre.
Sin embargo, los resultados financieros subyacentes de la empresa siguen siendo sólidos y, impulsados por el entorno exterior y la fuerte producción, dieron lugar a una elevada generación de flujo de caja. Además, el apalancamiento de la empresa es el más bajo de su historia y apuntala nuestro sólido balance.

Demandas de embargo de energía

Mehren respondió a las demandas de un embargo de energía y de la paralización inmediata de todos los proyectos actuales en Rusia. «Entiendo perfectamente los llamados a una prohibición inmediata de las importaciones de gas ruso. Pero también entiendo el complejo dilema al que se enfrenta el gobierno alemán. Supone una gran responsabilidad para Alemania, para su competitividad, prosperidad y estabilidad social». Las importaciones de gas de Rusia «pueden sustituirse, pero no de inmediato», añade.
Tras un intenso debate, Wintershall Dea ha decidido mantener su participación en los proyectos actuales en Rusia. Si nos retiráramos, miles de millones de activos pasarían a manos del Estado ruso.

Fortaleciendo el portfolio fuera de Rusia

El sector de la energía se enfrenta a una «gran incertidumbre». Pero Wintershall Dea tiene claros dos temas estratégicos: el fortalecimiento de su portfolio y la transición energética.
La empresa fortalecerá su portfolio: «para diversificar las fuentes de suministro de energía europeas y mejorar aún más la resiliencia de nuestra empresa». Wintershall Dea está «analizando todas las opciones para aumentar los volúmenes de gas y el suministro de energía».
A este objetivo contribuirán los importantes proyectos de Nova, Njord y Dvalin en Noruega. El objetivo de la empresa es comenzar la producción «ya a finales de este año». Wintershall Dea está también examinando oportunidades en todo el mundo: en países en los que ya está presente y en nuevos países potenciales.

Transición energética: reducción de 20 a 30 millones de toneladas de emisiones de CO2 al año para 2040

La empresa tiene previsto desde hace tiempo evolucionar invirtiendo en soluciones de gestión de carbón y de hidrógeno.
Mehren anunció que Wintershall Dea «trabaja actualmente en un modelo de gestión de carbón y de hidrógeno que permitirá reducir las emisiones de CO2 entre 20 y 30 millones al año para 2040».
«Se trata de una meta importante que nos permitirá contribuir activamente como empresa al objetivo europeo de emisiones cero netas de 2050».

Preguntas incómodas para la industria, la política y la sociedad

Ante la agresión bélica de Rusia, los responsables políticos, la sociedad y la industria deben tomar decisiones y compromisos incómodos, apunta Mehren. Porque: «Alemania y Europa necesitan de un suministro de energía seguro y asequible. Esta necesidad seguirá existiendo».
«Debemos continuar produciendo energía de origen fósil en Alemania y en Europa. Necesitamos una expansión masiva de las energías renovables. Necesitamos turbinas de viento. Necesitamos fomentar todo tipo de hidrógeno respetuoso con el medio ambiente, y necesitamos CAC, también en Alemania, si queremos proteger al mismo tiempo el sector y el clima».
«Puedo decir que en Wintershall Dea cumpliremos con lo que nos corresponde».

La declaración de Mario Mehren y los resultados del primer trimestre de 2022 de Wintershall Dea están disponibles para su descarga en nuestro sitio web Media Video Call: https://wintershalldea.com/en/newsroom/media-video-call-q1-2022 . El discurso completo en español lo puede encontrar aquí: https://myconvento.com/public/_files/userfiles/557/image/220428_Wintershall-Dea-Media-Video-Call-Mario-Mehren-Statement_ES.pdf .

El ministro de Economía, Martín Guzmán, consideró que “hay que dar pasos hacia la normalización de flujos de capitales entre Argentina y el exterior para alentar inversiones en el sector energético”, y refirió que en el gobierno “se está trabajando en este sentido”, con la intención de dar a conocer un esquema específico próximamente.

El funcionario reiteró que Argentina debe avanzar en el desarrollo de sus recursos hidrocarburíferos para ser un actor importante en el plano energético internacional .

En este sentido, hizo hincapié en la decisión del gobierno de impulsar el desarrollo del sistema de gasoductos y oleoductos del país, y de la infraestructura necesaria para producir Gas Natural Licuado, para cubrir la demanda interna y para su exportación,  en un contexto internacional muy demandante de este recurso.

Al participar –de manera virtual- en el cierre de una jornada sobre Transición Energética organizada por IDEA (Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina) en Neuquén, Guzmán remarcó que “hoy se ven posibilidades de inversión (privada) de hasta 10 mil millones de dólares para que Argentina esté exportando 15 mil millones de dólares en GNL hacia el año 2027”.

Luego de tomar contacto con empresarios locales e internacionales del sector, el Ministro refirió que   “vemos la posibilidad de acelerar la construcción de plantas para GNL”, en referencia a proyectos que se están considerando en el ámbito de las operadoras privadas (productoras y transportadoras).

Guzmán habló de “una sinergia fuerte entre la producción y la demanda, en un entramado de países, lo cual permite asegurar mercados de destino a largo plazo para el GNL”. Esperamos poder hacer anuncios específicos al respecto”.

El funcionario destacó que “en el sector energético se presenta una oportunidad histórica para acelerar el desarrollo, y esto podría ser transformador para la Argentina (…) significaría contar con un perfil de generación de divisas mucho más sólido, y contribuiría a ordenar la situación fiscal”.

Líderes de principales compañías de energía expusieron en IDEA su visión acerca de la transición energética en Argentina, la convivencia y complementariedad de las energías fósiles y renovables y la reducción de las emisiones de carbono en las operaciones hidrocarburíferas.  Asistieron más de 150 CEOs y altos ejecutivos.

Durante todo el encuentro se hizo foco en el futuro del sector y en la necesidad de promover la  convivencia tanto de las energías renovables como de la industria de hidrocarburos para potenciar el desarrollo federal de Argentina.

Roberto Murchison, Presidente de IDEA, sostuvo que “nuestro planteo es que el desarrollo reconómico de la energía, incluyendo los combustibles fósiles, y la sustentabilidad, no pueden ser excluyentes. No podemos dejar de aprovechar ninguno de los dos; Discutamos complementariedad y cómo logramos tener energía más segura que esté al alcance de todos, cómo generamos más empleo en el sector y más divisas para nuestra economía”.

La visión del Gobierno nacional también estuvo a cargo de Cecilia Nicolini, Secretaria de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación.

Hizo hincapié en el compromiso de la Argentina con la agenda de cambio climático, la importancia de generar reglas de juego claras para propiciar la inversión en el sector energético, y los proyectos a largo plazo que se están comenzando a gestar en tal contexto.

Nicolini agregó “en la transición energética se tiene que ser consciente de las necesidades y capacidades de la Argentina; gradual, porque entendemos las condiciones económicas que estamos viviendo; y justa, porque en un desarrollo sostenible nadie puede quedar afuera, tiene que ser con todo el mundo adentro.”

En el panel “La mirada federal sobre la transición energética” Omar Gutiérrez, Gobernador de Neuquén, resaltó las medidas en materia de sustentabilidad que están tomando las compañías y destacó el potencial de Vaca Muerta en la provincia. “Los recursos que tenemos aquí fortalecen  la transición energética, no la difieren”, consideró.  Asimismo, destacó el trabajo en conjunto entre el sector público y privado y agregó: “Si no hay inversión no hay recaudación, y si no hay inversión es porque no hay consensos y acuerdos”.

Por su parte, Daniel Gerold, consultor en Petróleo, Gas y Energía, sostuvo que “Argentina puede desarrollar gas y petróleo para su consumo y para exportación. Y esto puede contribuir a resolver el mayor problema financiero que tiene Argentina, que es su restricción de dólares. Este va a ser el sector que más contribuya a la transición energética: porque a la par de que invertirá para aumentar la producción de gas y petróleo, puede invertir en las distintas tecnologías que acompañen la transición energética”.

Sergio Affronti, CEO y miembro del Directorio de YPF; Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy;  Daniel De Nigris,  Country Manager de Exxon Mobil; Juan Garoby,  Director de Operaciones de Vista Energy; y, Javier Rielo,  VP Cono Sur de Total Austral, aportaron su experiencia acerca de la reducción de las emisiones en las operaciones hidrocarburíferas.

“La transición energética no es el futuro, es el presente. Tenemos que trabajarlo hoy, y creo que Argentina puede ser protagonista en nuestra región”, señaló Affronti.  Por su parte, Bulgheroni agregó “tenemos una industria que con toda la experiencia y  es capaz de materializar todos estos recursos en riqueza y energía. (…) No hay que ponerle fecha de vencimiento a ninguno de los recursos que tenemos, hay que promover todos”.

Daniel Ridelener, Director General de TGN; Oscar Sardi, CEO General de TGS; y  Andrés Scarone, Gerente General de Compañía Mega, abordaron las necesidades de infraestructura para el abastecimiento del gas a las zonas de consumo y la importancia de reglas claras para su exportación.

Teófilo Lacroze, Presidente de Raizen Argentina, expuso acerca del impacto de la transición energética en los combustibles y la importancia de potenciar la producción de biocombustibles por su aporte a dicha transición.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia expusieron acerca del futuro de las energías renovables en el país en torno a 4 aspectos: energías renovables, movilidad sustentable, electrificación, e hidrógeno.

“La combinación de las energías es el vehículo de la transición hacia el futuro. La Argentina tiene un potencial de recursos enorme, desde lo convencional y las renovables”, resaltó Mandarano  y agregó que “el gran desafío que tenemos en el sector de las energías eléctricas es que llegue a todos en forma firme, confiable y con el menor costo posible”.

En el panel “la nueva movilidad, el litio y la electrificación”, Claudio Cunha, CEO Enel Argentina; y Diego Prado, de Toyota Argentina compartieron su visión sobre el presente y el futuro de la electromovilidad en los distintos puntos de la cadena de valor, y los desafíos que presenta alcanzar la carbononeutralidad para la industria en el país.

El consultor Alejandro Gesino, y Santiago Sacerdote, Gerente General de Y-TEC, se refirieron al  “hidrógeno como fuente de energía en desarrollo”, y plantearon la necesidad de establecer un marco regulatorio que amalgame las distintas tecnologías del mundo del hidrógeno, acordado entre el sector privado y el público.

La empresa Naturgy, distribuidora de gas por redes domiciliarias, comunicó la reapertura de sus centros de atención al público, de forma presencial.

“Dado el avance en la reactivación de la actividad luego de la etapa de la pandemia por el COVID-19, Naturgy detalló que desde el 27 de abril “reabre sus Centros de Atención al Público de forma presencial, de Olivos, San Miguel, Castelar y San Justo, en la franja horaria de 8.15 a 15.30 horas”.

Los centros de atención se encuentran ubicados en:

·        Centro de Gas Olivos:  Av. Maipú 3812, Olivos, Pdo. de Vicente. López.

·        Centro de Gas San Miguel: Faustino Sarmiento 1663, San Miguel, Pdo. de San Miguel.

·        Centro de Gas Castelar: Carlos Casares 961, Castelar, Pdo. de Morón.

·        Centro de Gas San Justo: Almafuerte 3536, San Justo, Pdo. de La Matanza.

“Para ordenar, agilizar y, en general, hacer más eficiente la atención de nuestros usuarios/clientes, desarrollamos un sistema de agenda de visitas y reserva de turnos que estará vigente en nuestra página web www.naturgy.com.ar”, se indicó.

Naturgy puntualizó que “vela por las medidas de cuidado imprescindibles de sus colaboradores y de sus usuarios, oportunamente propuestas por el Ministerio de Salud de la Provincia de Buenos Aires, como así también por la continuidad del respeto en los protocolos vigentes para lugares públicos”.

A su vez, Naturgy recordó que tiene a disposición de sus usuarios diversas herramientas digitales para permitirles realizar los pagos y todas sus gestiones y trámites a distancia, sin la necesidad de tener que concurrir presencialmente a ninguna oficina. A saber:

·        Desde el sitio web corporativo, www.naturgy.com.ar , a través del Botón de Pago de su Oficina Virtual.

·        Por débito automático con tarjeta de crédito o CBU.

·        Mediante pago electrónico (Link Pagos, PagoMisCuentas, Visa SPV). 

·        Por teléfono, llamando al 0810-666-72467.

·        Desde de la app de Mercado Pago, no hace falta contar con la factura, solo con el número de cliente ya le informa la deuda. también pueden pagar cualquier factura vencida, aún si el servicio de gas se encontrase suspendido.

·        En forma presencial en los locales de cobro de Pago Fácil, Provincia Net, Rapipago, Cobro Express. no hace falta contar con la factura, solo con el número de cliente ya le informa la deuda. también pueden pagar cualquier factura vencida, aún si el servicio de gas se encontrase suspendido o medidor retirado por falta de pago, generando en forma automática las rehabilitaciones, sin necesidad de que el cliente se comunique a nuestro centro de atención telefónica fonoGas. 

·        A través de los Bancos Galicia, Credicoop, Patagonia, o las Cámaras de Comercio de Campana y Capital Sarmiento.

Además, hoy en día, todas las gestiones comerciales, consultas y reclamos se pueden gestionar en forma online, ya sea a través de la Oficina Virtual como a través del callcenter telefónico FonoGas (0810-333-46226) y de la atención a través de las redes sociales:

Facebook: www.facebook.com/naturgyargentina

Twitter: @naturgyar

Instagram: naturgyar

Cómo acceder a la Oficina Virtual

Naturgy cuenta con una Oficina Virtual, donde los usuarios pueden realizar numerosos trámites, destacándose entre ellos Consultas de consumos históricos, deuda, trámites por actualización de lectura de medidor internos, adhesión a factura por e-mail, planes de pagos, pago de facturas, cambio de titularidad, etc.

La misma se encuentra accediendo al sitio web www.naturgy.com.ar. Ingresando a esa página web, se puede abonar las facturas con tarjeta de crédito o débito en cualquier momento y lugar, aún si el servicio de gas se encontrase suspendido o con orden de corte ya programada.

Para el uso de esta cómoda herramienta, el usuario deberá registrarse y para ello:

·         Ingresar a www.naturgy.com.ar

·         Una vez allí, en el margen derecho se encuentra el banner de ingreso a la Oficina Virtual. Si aún no se registró debe ingresar en Darse de alta y completar los siguientes campos:

Ingresar el número de cliente completo. En el primer casillero los números anteriores a la barra y en el segundo el dígito verificador posterior a la misma.

·         Para asegurarse que el número de cliente que se ingresó corresponde al número de póliza suministrado en el paso anterior, se requieren los últimos 6 dígitos de cualquier factura (C.I.F. N°).

·         Completar con los datos personales, teléfonos (particular y celular), mail, persona y teléfono de contacto.

·         ¡Listo! Ya se puede acceder a la Oficina Virtual.

Adhesión a la factura por Mail

Todos los usuarios de Naturgy pueden adherirse a F@ctura por mail (lo que les permitirá recibir sus facturas en formato digital, evitando el contacto con el formulario en papel), con un simple click desde la Oficina Virtual. Actualmente, más de 730.000 usuarios hacen uso de esta opción.

Gestión de trámites a distancia para Matriculados

A fin de optimizar las gestiones comerciales, la empresa incorporó la aplicación Naturgy PIC que permite agilizar el vínculo con los usuarios y los gasistas matriculados, mejorando sensiblemente todos los procesos y sus tiempos.

Para información general, novedades regulatorias, comerciales y contactos de urgencias, ingresar a www.naturgy.com.ar

Para mayor comodidad de los clientes, la empresa también brinda diversas facilidades para realizar trámites a distancia.

Dado el avance en la reactivación de la actividad luego de la etapa de la pandemia por el COVID-19, Naturgy quiere comunicar que, a partir del día de la fecha, reabre sus Centros de Atención al Público de forma presencial, de Olivos, San Miguel, Castelar y San Justo, en la franja horaria de 8.15 a 15.30 horas.

Los centros de atención se encuentran ubicados en:

Centro de Gas Olivos:  Av. Maipú 3812, Olivos, Pdo. de Vicente. López.Centro de Gas San Miguel: Faustino Sarmiento 1663, San Miguel, Pdo. de San Miguel.Centro de Gas Castelar: Carlos Casares 961, Castelar, Pdo. de Morón.Centro de Gas San Justo: Almafuerte 3536, San Justo, Pdo. de La Matanza.

Para ordenar, agilizar y, en general, hacer más eficiente la atención de nuestros usuarios/clientes, desarrollamos un sistema de agenda de visitas y reserva de turnos que estará vigente el día de la apertura en nuestra página web www.naturgy.com.ar

Naturgy vela por las medidas de cuidado imprescindibles de sus colaboradores y de sus usuarios, oportunamente propuestas por el Ministerio de Salud de la Provincia de Buenos Aires, como así también por la continuidad del respeto en los protocolos vigentes para lugares públicos.

A su vez, Naturgy recuerda que tiene a disposición de sus usuarios diversas y variadas herramientas digitales para permitirles realizar los pagos y todas sus gestiones y trámites a distancia, sin la necesidad de tener que concurrir presencialmente a ninguna oficina. A saber:

Desde el sitio web corporativo, www.naturgy.com.ar , a través del Botón de Pago de su Oficina Virtual.Por débito automático con tarjeta de crédito o CBU.Mediante pago electrónico (Link Pagos, PagoMisCuentas, Visa SPV). Por teléfono, llamando al 0810-666-72467.Desde de la app de Mercado Pago, no hace falta contar con la factura, solo con el número de cliente ya le informa la deuda. también pueden pagar cualquier factura vencida, aún si el servicio de gas se encontrase suspendido.En forma presencial en los locales de cobro de Pago Fácil, Provincia Net, Rapipago, Cobro Express. no hace falta contar con la factura, solo con el número de cliente ya le informa la deuda. también pueden pagar cualquier factura vencida, aún si el servicio de gas se encontrase suspendido o medidor retirado por falta de pago, generando en forma automática las rehabilitaciones, sin necesidad de que el cliente se comunique a nuestro centro de atención telefónica fonoGas. A través de los Bancos Galicia, Credicoop, Patagonia, o las Cámaras de Comercio de Campana y Capital Sarmiento.

Además, hoy en día, todas las gestiones comerciales, consultas y reclamos se pueden gestionar en forma online, ya sea a través de la Oficina Virtual como a través del callcenter telefónico FonoGas (0810-333-46226) y de la atención a través de las redes sociales:

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Ingresar el número de cliente completo. En el primer casillero los números anteriores a la barra y en el segundo el dígito verificador posterior a la misma.

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Adhesión a la factura por Mail

Todos los usuarios de Naturgy pueden adherirse a F@ctura por mail (lo que les permitirá recibir sus facturas en formato digital, evitando el contacto con el formulario en papel), con un simple click desde la Oficina Virtual. Actualmente, más de 730.000 usuarios hacen uso de esta opción.

Gestión de trámites a distancia para Matriculados

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India compró más del doble de crudo a Rusia en los dos meses transcurridos desde el conflicto con Ucrania que en todo el año 2021, según cálculos de Reuters, ya que las refinerías indias están adquiriendo con descuento el petróleo que otros evitan.

Las refinerías indias pidieron al menos 40 millones de barriles de petróleo ruso desde la invasión del 24 de febrero, según cálculos basados en información de las licitaciones de crudo y operadores. Las compras son para cargar en el trimestre de junio.

Esto se compara con las importaciones totales indias de petróleo ruso de 16 millones de barriles en todo el año pasado, según la agencia.

El tercer mayor importador y consumidor petrolero mundial recibe más del 85% de sus necesidades de crudo, que ascienden a 5 millones de barriles diarios (bpd). Sus refinerías están comprando crudo ruso más barato para compensar en parte el impacto de los mayores precios de venta oficiales de algunos productores como Arabia Saudita, dijeron fuentes empresariales.

Las sanciones occidentales contra Rusia desde su invasión de Ucrania llevaron a muchos importadores a evitar el comercio con Moscú, haciendo que el descuento del crudo ruso con respecto a otras calidades alcance niveles récord.

Aunque Nueva Delhi ha pedido un alto el fuego inmediato en Ucrania, no ha condenado de manera explícita las acciones de Moscú.

Por Santiago Magrone

 El ministro de Economía, Martín Guzmán, reafirmó que el Gobierno nacional apunta a “acelerar el desarrollo de los distintos segmentos del sector energético como gas, GNL, petróleo, y energías renovables”, dijo que “estamos construyendo un conjunto de condiciones para que esto sea posible”, y puntualizó que está trabajando “en un proyecto que dé lugar a que en el futuro la Argentina pueda exportar GNL”. 

Guzmán ha puesto el foco de una manera muy notoria en los últimos meses en el tema energético, y mantuvo una serie de reuniones específicas con empresarios de operadoras locales en esta industria, y también con directivos de empresas internacionales y funcionarios de Energía, por caso de Brasil, de los Estados Unidos, y europeos, en un contexto internacional ávido de recursos hidrocarburíferos y de otros energéticos altamente disponibles en la Argentina.

El ingreso de la Argentina como país miembro de la Agencia Internacional de la Energía (IEA), en marzo último, (suscrito por Guzmán), está relacionada con dicha disponibilidad de recursos, por caso en la formación Vaca Muerta (NQN), también en Renovables.

La reformulación geopolítica mundial que tiene como un emergente al conflicto Rusia-Ucrania, con Estados Unidos y la OTAN de trasfondo, aceleró la dinámica de producción y provisión de petróleo, de gas, de carbón, reformulando los plazos parcialmente convenidos para el reemplazo de estas fuentes por otras energéticas renovables.

El  calentamiento global adquirió otro significado. Se dispusieron sanciones contra Rusia (fuerte proveedor de gas, crudo y carbón) y Europa esta complicada por sus necesidades de eso insumos energéticos. Estados Unidos libera reservas de petróleo para paliar la situación, pero no alcanza.

Para la Argentina es imprescindible desarrollar estos recursos, recuperar el autoabastecimiento, y dejar de pagar embarques de GNL cada otoño e invierno con un costo que desangra las cuentas públicas.  También, es importante asegurar una transición hacia el desarrollo de las energías renovables respaldada en el gas natural.

La exportación de petróleo y de gas natural y/o su conversión en GNL, representa una “ventana de oportunidad” que estará abierta todavía por mucho tiempo. Pero su viabilidad requiere de fuertes y rápidas inversiones en la infraestructura necesaria.

En una reunión con dirigentes sindicales del sector el ministro Guzmán volvió a hacer hincapié en “cuatro condiciones necesarias para ordenar al sector energético”.

Mencionó la necesidad de seguir avanzando en la estabilidad macroeconómica financiera. Afirmó que la inversión en infraestructura es esencial. Remarcó que el Gasoducto (troncal) Néstor Kirchner (Tratayén-Salliqueló en su primera etapa), es “el proyecto estratégico de inversión en infraestructura más importante de la Argentina para los próximos años”. Pero el financiamiento es del Estado nacional.

Guzmán planteó la importancia de aumentar la escala de las inversiones y aclaró que “no alcanza con el capital local”. Por este motivo, el ministro manifestó que “el Gobierno nacional está trabajando en una normativa para adaptar los movimientos de capitales entre la Argentina y el mundo”.

En sus recientes contactos con funcionarios y empresarios de Estados Unidos y de Europa, Guzmán recabó manifestaciones de interés en invertir en el rubro energético en la Argentina.

Necesidad y conveniencia deberían dar lugar a la definición de proyectos específicos. Una planta procesadora de GNL como la que se esbozó construir hace pocos años en Bahía Blanca demanda fuertes inversiones y un plazo mediano.

Además, Guzmán precisó que una mayor integración energética con Brasil permitirá brindarle un mayor impulso a la producción. La exportación de gas natural de Vaca Muerta a ése país requiere completar el ducto troncal hasta el sur de Santa Fe, para empalmar con el GNEA. Para esto no hay financiamiento a la vista.

El ministro, que volverá sobre estos temas en el cierre de una jornada sobre Energía organizada por IDEA, sostuvo que el país deberá seguir apuntando a una mayor articulación internacional y que es necesaria “una mayor integración con el resto del continente”.

Guzmán, hizo hincapié además en que el desarrollo del sector energético repercutirá positivamente en todo el sistema productivo y permitirá “bajar los costos de producción con la mayor escala y que la Argentina se vuelva más competitiva”.

Ante los representantes de los gremios, Guzmán destacó que fomentar las inversiones energéticas aumentará la acumulación de divisas “porque sustituimos importaciones y exportamos más”.

Asimismo, remarcó que el desarrollo energético permitirá consolidar una mayor estabilidad en las cuentas del Estado, “por el impacto que tiene aumentar la escala de producción y reducir los costos de producción en cuanto a los subsidios energéticos”. 

Junto a su jefa de Gabinete, Melina Mallamace, y el subsecretario de Relaciones Institucionales, Rodrigo Ruete, Guzmán recibió al co-secretario General de la Confederación General del Trabajo, Héctor Daer; al secretario General de la Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina, Guillermo Mangone; al secretario General de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles, Pedro Milla; al secretario General de la Federación Argentina de trabajadores de Luz y Fuerza, Guillermo Moser; y al secretario de la Federación Sindicatos Unidos Petroleros e Hidrocarburíferos, Julio Schiantarelli.

. Los diversos sindicatos que nuclean a los trabajadores petroleros del país anunciaron un acuerdo salarial con la parte empresaria para el bimestre mayo-junio, a cuenta de las paritarias 2022/23, cuyas negociaciones se retomarán en julio próximo.

Voceros sindicales destacaron que se abonará una suma no remunerativa del 21% en dos cuotas, en Mayo (10%) y en Junio (11%).  No obstante, estas sumas se computarán para el pago del SAC del primer semestre a pagarse en junio.

A partir de julio, este monto de 21 por ciento pasará a ser remunerativo y formará parte de los salarios, aumentando el resto de los conceptos en el recibo de sueldo.

El 18 de julio se realizará una nueva reunión para revisar lo acordado y el impacto en el bolsillo de las y los trabajadores, se indicó.

El acuerdo firmado en el Ministerio de Trabajo comprende a la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles, y a los sindicatos del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén, La Pampa, Chubut, y Santa Cruz; y los sindicatos de Personal Jerárquico y Profesionales del petróleo y gas de Cuyo, La Rioja, Patagonia austral, Salta, Jujuy y Formosa.

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, firmó el acuerdo paritario por los próximos dos meses y detalló que “se agrega a los firmado por el 15% de enero, el 20% de marzo y el 10% de cláusula de revisión que cerraron el 45% para la pauta 2021”.

El 21 % firmado ahora “se suma a manera de anticipo de la discusión paritaria 2022. Irá sobre conceptos no remunerativos de manera que no se vean afectados por el impuesto a las Ganancias”.

“Con este porcentaje, ningún trabajador de la Industria cobrará menos de 200 mil pesos al mes. Fue una paritaria durísima, pero logramos una recomposición salarial muy buena”, aseveró el dirigente sindical.

Por tercer año consecutivo, TGN forma parte de un panel de 15 compañías 

evaluadas y reconocidas por su desempeño en los cuatros pilares ESG-D.

En el tercer rebalanceo del Índice de Sustentabilidad realizado por Bolsas y Mercados Argentinos – BYMA, TGN vuelve a distinguirse junto a otras catorce empresas por su desempeño ESG-D (Ambiental, Social, de Gobierno Corporativo y Desarrollo Sostenible). El Índice evalúa el desempeño de las emisoras listadas en BYMA, en función de la información reportada y disponible al público en general.

Néstor Raffaeli, CFO de la compañía, destacó: “Nos sentimos orgullosos de formar parte de este panel de empresas que integran el Índice de Sustentabilidad de BYMA. Significa un reconocimiento a cada uno de los equipos de TGN, quienes realizan un sostenido esfuerzo para mejorar la calidad de la gestión teniendo como norte los objetivos de triple impacto. Creemos que este Índice no sólo es importante para atraer capitales, sino para motivar y retener colaboradores que contribuyen a nuestro liderazgo regional como único operador que vincula Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay”.

TGN configura alianzas con organizaciones que comparten los valores de la sustentabilidad. Las acciones son diseñadas en consideración de cuatro ejes fundamentales: educación, construcción de ciudadanía, cuidado del medio ambiente, desarrollo local a través de la cadena de valor. La compañía toma en consideración para sus programas e iniciativas los principios que se promueven desde la Red Argentina del Pacto Global: derechos humanos, prácticas laborales, ambiente y anticorrupción.

“Reportamos nuestro desempeño desde 2005 a través del formato Comunicación del Progreso y según normas GRI desde 2009, buscando transparentar nuestra contribución con las comunidades y con el ambiente desde nuestro rol en la cadena de suministro energético a través del transporte de gas por gasoductos de alta presión”, expresó Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de la compañía.

El Índice de Sustentabilidad BYMA fue presentado por primera vez en 2018 y cuenta con el apoyo técnico y knowhow del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Evalúa y distingue el desempeño ESGD de las empresas más líquidas, es decir, aquellas que han sido parte del Índice Merval o S&P Merval en los últimos años.  

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

Estados Unidos impulsa producir mas de 1 millón de barriles por día para compensar los barriles retirados del mercado debido al conflicto Rusia-Ucrania.

Según declaraciones de la secretaria de Energía, Jennifer Granholm, el impulso del petróleo estadounidense al mercado será de alrededor de 1 millón de barriles por día, que provendrá en primer lugar de la liberación récord de la Reserva Estratégica, que comenzará en mayo y durará seis meses.

El gobierno espera que la producción nacional de petróleo aumente también en los próximos meses y ayude a estabilizar los precios del crudo y la gasolina.

“Esa es una de las razones por las que quizás se esté viendo una cierta nivelación de los precios”, dijo Granholm sobre el efecto de la liberación de la oferta en los precios del petróleo, que también se desplomaron el lunes debido a que los confinamientos de COVID-19 en China y las posibles alzas de las tasas de interés en Estados Unidos aumentan la preocupación por el crecimiento mundial.

Granholm dijo que los mercados petroleros mundiales y nacionales pueden reaccionar si Europa prohíbe las importaciones de crudo ruso.

“Si deciden alguna forma de prohibición o alguna versión promedio de eso, entonces habrá un impacto, sin duda, en los precios del petróleo, porque eso sacará más oferta del mercado”

Con el objetivo de regularizar la situación de las concesionarias del servicio de electricidad, la Intervención del ENRE solicitó al secretario de Energía, Darío Martínez, que “arbitre los medios necesarios para que el Poder Concedente avance con la negociación de las Actas Acuerdo de Transición de EDENOR y EDESUR”.

“Los lineamientos generales del régimen de transición fueron puestos a consideración del Ministerio de Economía en junio de 2021. Su definición contribuirá a cumplir con los objetivos que el Decreto 1020/2020 (de Revisión Tarifaria Integral) establece en torno a los Regímenes de Transición y a la suscripción de las Actas Acuerdo de Transición”, describió el Organismo Regulador de la Electricidad.

La RTI debería estar concluída hacia finales de este año.

Para avanzar en tal sentido la Intervención del Ente informó mediante una nota específica a Energía y al Ministerio de Economía el estado actual de las empresas de energía eléctrica bajo su competencia.

Se trata de las Concesionarias de servicios públicos de Transporte y Distribución de Energía Eléctrica. En referencia a las transportistas TRANSNOA S.A.; TRANSENER S.A., TRANSBA S.A.; TRANSPA S.A., DISTROCUYO S.A.; TRANSNEA S.A.; TRANSCO S.A. y EPEN. Y, por otro lado, a las distribuidoras de energía eléctrica circunscriptas en el AMBA:  EDENOR S.A. y EDESUR S.A.

Respecto de las transportistas, el ENRE describió que “si bien estas no han presentado los Planes de Inversión solicitados a la fecha, se observó, mediante el estado de los indicadores que sirven como parámetro para evaluar la prestación de cada una de ellas, que hay una tendencia de mejora en la calidad”. “Esto implicaría que la continuidad del mismo nivel de inversiones no debería afectar la calidad del servicio en el corto plazo”.

“Sin embargo, señaló el Ente Regulador, debería preverse la realización de inversiones a largo plazo, a los efectos de continuar y mantener el sendero de mejoras”.

 Sobre las distribuidoras, el informe indicá que “se observó que la evolución de los indicadores SAIFI y SAIDI (Frecuencia Media de Interrupción por usuario en un periodo determinado, y Tiempo Total Promedio de Interrupción por usuario en un periodo determinado) a nivel total de las distribuidoras han resultado inferiores al límite del sendero”.

“En cuando a los senderos por Partido  (áreas de cobertura), tanto en el caso de EDENOR  como EDESUR la calidad en algunos de ellos se ha mantenido estable en los últimos dos semestres, y en algunos casos ha desmejorado”.

Con el objetivo de avanzar en la regularización de la situación de las concesionarias, la Intervención solicitó al secretario de Energía “que arbitre los medios necesarios para que el poder concedente (Energía) avance en la negociación de las Actas Acuerdo de Transición de EDENOR S.A. y EDESUR S.A.”

El Mercado Electrónico del Gas realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, para recibir ofertas de provisión adicional a usinas generadoras en la primera quincena de mayo.

El concurso estuvo destinado a los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes para agregar a los ya contratados. Se concretaron 10 ofertas por un adicional total de 13 millones de metros cúbicos diarios a un precio promedio ponderado de 4,41 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 invierno.

El informe del MEGSA detalló que 6 ofertas fueron desde la cuenca fueron Neuquina por un total de 7 MMm3/día y precios que fueron desde 4,11 hasta 4,57 dólares el MBTU. Otras 2 ofertas fueron de proveedores de Tierra del Fuego, sumaron  2 MMm3/día, con precios de 4,23 y 4,28 dólares el MBTU. Desde Santa Cruz se concretó 1 oferta por 3MMm3/día, a US$ 4,32 el MBTU, y 1 oferta desde Chubut a US$ 4,40 el MBTU.

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 01/05/2022 y el 15/05/2022.

La empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) generó, entre 2006 y 2022, US$ 5.814 millones de renta petrolera para el departamento de Tarija; recursos económicos que llegaron a la gobernación, la Universidad Autónoma Juan Misael Saracho y los gobiernos municipales, según un informe difundido por la Gerencia de Planificación Corporativa de la estatal petrolera.

Durante la gestión 2021, alcanzó a US$ 177 millones. De enero a diciembre de 2022, se estima llegar a una renta de US$ 197 millones. La renta petrolera está conformada por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías, patentes e impuestos y la participación de YPFB.
Redes de gas

La estatal petrolera destina para la presente gestión US$ 2 millones en la perspectiva de concretar 680 instalaciones de gas a domicilio en Tarija, a pesar de las restricciones de licencias. El proyecto reactivará las actividades productivas y prestación de servicios de usuarios de los sectores doméstico, comercial e industrial.

La estatal petrolera actualizó el plan de expansión para la región, en el que se contempla el presupuesto y la programación para la construcción de redes de gas; trabajos que permitirán la reactivación de las inversiones, con lo cual se mejorará la calidad de vida de los habitantes de Tarija.

Los precios del oro caían más de un 1% y alcanzaron su nivel más bajo en cuatro semanas, ya que las perspectivas de un endurecimiento agresivo de la política monetaria por parte de la Reserva Federal de Estados Unidos y el fortalecimiento del dólar mermaban el atractivo del metal .

A las 1127 GMT, el oro al contado caía un 1%, hasta los 1.909,61 dólares por onza, tras haber tocado un mínimo no visto desde el 29 de marzo a 1.904,40 dólares. Los futuros del oro en Estados Unidos bajaban un 1,3% a 1.908,90 dólares.

Con las expectativas de una subida de las tasas de interés de medio punto porcentual en la reunión de mayo de la Reserva Federal, los operadores apostaron el viernes por que el banco central de Estados Unidos suba aún más los tipos en los meses siguientes para frenar la creciente inflación.

El oro es muy sensible a la subida de las tasas de interés en Estados Unidos y al aumento de los rendimientos de los bonos del Tesoro, que elevan el costo de oportunidad de mantener lingotes, al tiempo que impulsan el dólar, la moneda en la que cotiza. Sin embargo, se considera un depósito de valor seguro durante las crisis económicas y políticas.

El dólar subía a un nivel visto por última vez en marzo de 2020, haciendo que el oro sea más costoso para los tenedores de otras divisas.

Entre otros metales preciosos, el paladio bajaba un 3,4% a 2.293,33 dólares la onza, mientras que el platino caía un 2% a 911,69 dólares, tras tocar su nivel más bajo desde diciembre de 2021. La plata perdía un 2,2% a 23,60 dólares la onza, tras haber tocado un mínimo de más de dos meses.

La Secretaría de Energía realizó una reunión en formato virtual con representantes de las Comercializadoras de gas natural que operan con clientes industriales y grandes usuarios de todo el país. Estuvo presidida por la Subsecretaria de Hidrocarburos y Combustibles, Maggie Videla, y se repasó la actualidad del sector.

En su transcurso, el coordinador Ariel Kogan afirmó que “este año habrá sin dudas mayor volumen de Gas para la Industria. Primero, porque las empresas productoras arrancaran Mayo con producción e inyección máxima comprometida con Plan Gas.Ar, cosa que el año pasado, recién ocurrió en Julio, y el 30% de esa producción debe estar disponible para la Industria, es decir, que si hay mas volumen Plan Gas.Ar hay directamente más Gas para la Industria.

Además, la producción total de Gas del país no para de crecer mes a mes, y tercero porque la última ronda del Plan Gas.Ar sumo 3 Millones de m3 día, a partir de este invierno, volumen que el año pasado no existió, y que termina de saturar los Gasoductos desde Neuquén.”

Los distintos empresarios Comercializadores que intervinieron durante la reunión enfatizaron que, hasta Marzo pasado, renovaron los contratos de la totalidad sus clientes habituales para la campaña 22/23, proceso de contractualización que comenzó a desarrollarse en Diciembre del año pasado, con mínimas excepciones caracterizadas por la decisión de esos clientes de esperar hasta último momento.

La subsecretaria Videla, explicó que la Secretaría de Energía estaba manteniendo encuentros directos con Industriales, autoridades provinciales, Organizaciones empresariales y, en este caso, comercializadoras, como herramienta importante para analizar la situación del sector con sus actores directos, y luego tomar las decisiones que sean necesarias.

Kogan expresó que “durante marzo, la producción total del país creció 10% respecto del mismo mes del año pasado. Este es el comportamiento natural que viene verificándose desde el mismo comienzo del Plan Gas.Ar. Por su parte, las empresas productoras vienen cumpliendo sobradamente con sus compromisos con Plan Gas.Ar, y sus declaraciones juradas de proyección de su producción para el presente año, superan lo verificado en 2021”.

Kogan explicó que “las Productoras han informado también que fueron cerrando contratos para esta temporada desde fin del año pasado con la inmensa mayoría de sus clientes, con precios para el millón de BTU que van desde los u$d 3.51 hasta u$d 4.90, con máximos de u$d 5.50, en contadas excepciones.”

Los Comercializadores avalaron en sus intervenciones esos precios, como los adoptados en sus operaciones de compraventa para un 97% aproximadamente de sus clientes ya contractualizados.

Particularizando el análisis sobre el segmento de clientes aun no contractualizado, expresaron que “básicamente corresponden al Norte del país. Fuera de ellos, solo en casos marginales y por pequeños volúmenes, en esta parte final del proceso de contrataciones en los últimos días, se generó una urgencia por cerrar contratos, y aparecieron entonces precios bastante más altos”.

agregó que “la única excepción al incremento general de la producción total del país, es una merma natural de unos 550 Mil m3 diarios desde la Cuenca Noroeste, pero el acuerdo de provisión de 14 Millones de m3 día para el invierno desde Bolivia, acordado por los Presidentes Fernández y Arce, garantizan más que compensar ese declino, robustecen el sistema en ese sector del país, y permitirán adoptar medidas para resolver los inconvenientes que manifiestan en tal región algunas industrias”.

El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni, adelantó que viajará a Buenos Aires a realizar ante la Secretaría de Energía una presentación para la recomposición de Regalías Hídroeléctricas a la provincia, la cual ascendería a los $ 700 millones de pesos mensuales, comunicó el gobierno provincial.

“La distribución de la energía es un problema histórico” remarcó el Gobernador y señaló que en este sentido “estamos haciendo mucho hincapié. Es más, estaremos realizando una presentación la semana próxima ante la Secretaría de Energía para solicitar la recomposición de regalías hídricas”.

“Nosotros tenemos una capacidad de energía superior a lo que consumimos y tenemos muchas localidades aisladas o con grupos electrógenos, próximamente daremos inicio a la obra del interconectado de Garayalde- Camarones, el interconectado de la zona oeste que estamos trabajando con el gobierno nacional ya que logramos que esté en el Presupuesto” (nacional), añadió.

Se trata de la línea de transporte en 500 KW, pero no por ello dejaremos de reclamar lo que le corresponde a los chubutenses en cuanto a las diferencias en las regalías hídroeléctricas”, completó Arcioni.

La demanda de energía eléctrica durante marzo registró un descenso de 1,5 % en comparación con la del mismo mes del año pasado y alcanzó los 10.884,5 GWh. indicó la fundación privada Fundelec. Dicha caída de la demanda ocurrió a nivel residencial e industrial, mientras que se notó una suba del consumo en las actividades comerciales, se describió.

El informe puntualizó que “de este modo, la demanda eléctrica descendió tras una seguidilla de once meses consecutivos de ascenso a partir de abril de 2021”.

En marzo de 2022, la demanda neta total del MEM fue de 10.884,5 GWh; mientras que en el mismo mes de 2021, había sido de 11.047,7 GWh1 . Por lo tanto, en la comparación interanual se evidencia un descenso de 1,5 por ciento.

En marzo existió un crecimiento intermensual del 3,1 %, respecto de febrero de 2022, que fue un mes con tres días menos y alcanzó los 10.561,2 GWh.  Además, se registró una potencia máxima de 21.332 MW, el 3 de marzo de 2022, lejos de los 28.231 MW de enero de 2022, record histórico.

En cuanto a la demanda residencial de marzo, representó el 42 % de la demanda total del país con una fuerte caída de 4,2 % respecto al mismo mes del año anterior.  En tanto, la demanda comercial subió 1,5 %, siendo el 29 % del consumo total, y la demanda industrial resultó el 29 % del consumo total,  con una baja en el mes del orden del 0,7 % aproximadamente.

 EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido marzo de 2022) 1 mes de baja (marzo de 2022, -1,5%) 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 %.

En cuanto al consumo por provincia, en marzo, 15 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: La Rioja (10%), San Juan (9%), Catamarca y  San Luis (6%), Mendoza y  EDEA (5%), Jujuy, Misiones, Salta y Santa Cruz (4%), EDES (3%), Formosa y  EDELAP (2%), Corrientes y Córdoba (1%), entre otros.  En tanto, 12 provincias y/o empresas presentaron caídas:  Chubut (-11%), Entre Ríos (-9%), La Pampa (-7%), Santa Fe y Chaco (-6%), Santiago del Estero y EDEN (-3%), Río Negro, Tucumán y Neuquén (-1%).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30 % del consumo total del país y registraron un descenso conjunto de 3,4 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 3,7 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió 3%. El resto del país cayó en su consumo el 0,8% promedio.

En cuanto a las temperaturas, el mes de marzo de 2022 fue menos caluroso en comparación a marzo de 2021. La temperatura media fue de 20.8 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.2 °C, y la histórica es de 21.6 °C.

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En marzo, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.605 GWh contra 1.991 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa del 19%. Si bien se sigue observando muy bajo caudal en las principales cuencas, como Paraná, Uruguay y Comahue -bastante por debajo de las marcas históricas- se destaca una leve mejora en las del Paraná y Uruguay, respecto a meses anteriores.

En tanto, el consumo de combustibles, frente a una generación térmica con baja cercana al 4%, fue similar al del mismo mes del año pasado. Con una demanda de gas natural algo menor, la diferencia se ubica en los combustibles alternativos. Así, en marzo siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 63,43 % del total. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 14,21 % de la oferta, las nucleares proveyeron  6,66 %, y las generadoras de fuentes alternativas el 15,37% del total. Por otra parte, la importación representó el 0,33% de la demanda, detalló el informe.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad instruyó a la distribuidora EDESUR a “ajustar sus procedimientos técnicos, la capacitación del personal y las tareas de prevención”, tomando en cuenta las conclusiones del informe de la Veeduría designada por la Intervención en el ENRE con el objetivo de “verificar los motivos de los masivos cortes de suministro prolongado sucedidos entre los días 23 de diciembre del 2021 al 3 de enero del 2022 en diferentes puntos del área de concesión”.

La Intervención del ENRE designó una Veedora, junto a un equipo de técnicos y profesionales del organismo, para fiscalizar y controlar todos los actos de administración habitual y de disposición vinculados a la prestación del servicio; en particular, las vinculadas a la gestión técnica y comercial del servicio público de distribución de energía eléctrica, comunicó el organismo de control.

El punto de partida para el análisis fue el Plan Verano presentado por EDESUR para el período de verano 2021/2022. Los Planes Verano tienen como objetivo que las prestadoras de los servicios públicos de Transporte y Distribución de energía eléctrica prevean las acciones para el escenario esperado de verano/invierno, a partir del análisis del estado actual de la empresa y de las condiciones de demanda y climáticas esperadas.

En este sentido, se indicó que “las previsiones de demanda de potencia y de energía del Plan Verano presentado por EDESUR S.A. contaron con un grado razonable de certeza”, y que los valores de demanda registrados en el período analizado resultaron inferiores a las previsiones estimadas por la Distribuidora.

“Asimismo, y contrariamente a lo previsto por la empresa, la continuidad del servicio se vio afectada ante contingencias simples en la red de media tensión, no registrándose eventos climáticos particulares o situaciones de fuerza mayor o aumentos de demanda extraordinarias”, señaló el ENRE.

Y agregó que “esto permite llegar a la conclusión que las falencias resultaron fundamentalmente de orden operativo y vinculadas a la falta de personal y de capacitación, y no a las temperaturas elevadas o a eventos de otra índole que no pudieran preverse”.

Asimismo, “la calidad de atención de las personas usuarias electrodependientes resultó inadmisible, dado que el tiempo promedio para restablecer el suministro a los usuarios sin Fuente Alternativa de Energía (FAE) no debe superar las 4,6 horas y en más del 9 % de los casos se superaron las 9 horas”, se indicó.

Durante el mes de marzo se alcanzaron récords en la producción gas y petróleo de reservorios no convencionales. Además, la producción total de petróleo continúa creciendo y es la más alta desde 2011, informó la Secretaría de Energía de la Nación.

El Secretario, Darío Martínez, afirmó que “es una gran noticia que valoriza aún más el lanzamiento del Gasoducto Néstor Kirchner, que realizamos con el presidente Alberto Fernández”. “Tenemos una actividad en permanente crecimiento que necesita obras de infraestructura para llegar a todo el país”.

En total fueron 227 mil barriles diarios de petróleo no convencional y 69 millones de metros cúbicos diarios de gas no convencional. Un crecimiento interanual del 52 % y 42 % respectivamente. 

“Todo esto es resultado del Plan Gas.Ar, que trajo previsibilidad a un sector que estaba en declino”, agregó el funcionario.

El petróleo no convencional representó el 40% de la producción total país de petróleo, mientras que el gas no convencional representó el 55% de la producción total de gas.

Además, la producción de gas total creció 10 % en marzo con respecto al mismo mes del año pasado, llegando a 125 millones de metros cúbicos diarios, y la de petróleo total lo hizo en el 13 % alcanzando los 571 mil barriles diarios.

El Gobierno de Hungría aseguró que no hay alternativa al gas ruso y que si Europa dejara de comprarlo, en castigo a la invasión de Ucrania, los países se enfrentarían a una “brutal” recesión.

“El gas ruso no tiene alternativa, ni siquiera para Alemania”, dijo a los medios el ministro de Gobernación, Gergely Gulyás, al ser interrogado sobre el anuncio alemán de que dejará de comprar carbón y petróleo ruso este año, y trabajará para prescindir también del gas en un movimiento conjunto con el resto de países de la Unión Europea.

El ministro húngaro subrayó que sin asegurar primero una alternativa “es una irresponsabilidad hablar de sanciones” que afecten a estas fuentes de energía.

“En el caso de cualquiera sanción hay que ver claramente qué consecuencias tendría y quién pagaría el precio”, enfatizó el ministro.

Ayer el ministro de Exteriores, Péter Szijjártó, aseguró que lo importante para el Gobierno húngaro es la seguridad energética del país y que no hará “pagar a la población el precio de esta guerra”.

Hungría compra a Rusia el 85 % del gas y el 65 % del petróleo que consume.

Budapest es considerado uno de los mejores aliados del presidente ruso, Vladímir Putin, en la UE y a pesar de que el primer ministro, Viktor Orbán, ha condenado la invasión de Ucrania, Hungría no ha enviado armas para ayudar al Gobierno ucraniano y no permite que otros países lo hagan a través de su frontera con Ucrania.

El Departamento de Energía estadounidense anunció en un comunicado que cerró contratos con doce compañías para distribuir 30 millones de barriles de petróleo, entre ellas ExxonMobil, Chevron, Shell, Atlantic Trading, Motiva, Phillips 66 y Valero.

El presidente estadounidense, Joe Biden, ordenó liberar de las reservas estratégicas 180 millones de barriles de petróleo, a un ritmo de un millón al día durante seis meses, para contener el aumento de los precios de energía derivado del conflicto Ucrania-Rusia.

Otros 30 países miembros de la Agencia Internacional de Energía (AIE) se comprometieron a sacar de mercado 60 millones de barriles más.

El Departamento de Energía adelantó que el próximo 24 de mayo anunciará los contratos de venta de otros 40 millones de barriles, que empezarán a entregarse en junio.

El impacto de la venta en realidad es limitado, porque el volumen liberado por EE.UU. solo supone un 1 % de la demanda global, y Rusia dejó de colocar en el mercado unos 3 millones de barriles al día.

Sin embargo, tanto la AIE como la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) han revisado a la baja significativamente sus previsiones sobre la demanda mundial de crudo para este año y, en principio, no esperan graves problemas de escasez a pesar de la incertidumbre sobre el crudo ruso.

La Secretaría de Energía de la Nación declaró “ilegales las actividades desarrolladas en la Plataforma Continental Argentina (Zona Malvinas) por la empresa Navitas Petroleum LP.

 A través de la resolución 240/2022 la Secretaría (en la órbita del ministerio de Economía) declaró “clandestina” a la empresa citada “por desarrollar actividades hidrocarburíferas en territorio de la República Argentina sin estar habilitada para ello por las autoridades competentes argentinas”.

Asimismo Navitas Petroleum LP fue inhabilitada “por el término de veinte (20) años para desarrollar actividades en la República Argentina, por llevar a cabo actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina, en zonas próximas a las ISLAS MALVINAS, sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente de la Argentina”.

Navitas Petroleum es una asociación de exploración y producción de petróleo y gas natural que se cotiza en bolsa y se centra en América del Norte. Navitas cotiza en la Bolsa de Valores de Tel Aviv y tiene oficinas en Houston, Texas y en Herzliya, Israel.

En los considerandos de la resolución se puntualizó que “los trabajos y operaciones que (Navitas) se encuentra realizando en la Plataforma Continental Argentina no cuentan con una autorización, concesión o permiso otorgado por las autoridades competentes del Gobierno Argentino, tal como lo establecen las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos 17.319 y sus normas reglamentarias y complementarias”.

“Las mencionadas actividades resultan ilegítimas y clandestinas por estar realizándose en una zona que se encuentra bajo la soberanía de la República Argentina y al margen de lo que disponen sus leyes y reglamentos específicos”, se puntualizó.

Energía dispuso entonces “inscribir en los registros nacionales pertinentes la inhabilitación que se dispone”, la comunicación a los Gobiernos provinciales y al de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y la notificación al Ministerio de Relaciones Exteriores, a la Procuración del Tesoro, y al Ministerio Público Fiscal “a fin de que realicen las acciones legales que correspondan en el ámbito de su competencia”.

El presidente Alberto Fernández pidió a los funcionarios de su gobierno “que pongan todo su empeño” en la realización “cuanto antes” del gasoducto troncal que permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas natural producido en Vaca Muerta (Neuquén) para cubrir demanda interna y reducir importaciones, y también para exportar.

“Hoy estamos poniendo en valor algo muy importante para el desarrollo de la Argentina, porque no hay posibilidad de que el país se desarrolle sin industria, ni que la industria crezca sin energía, ni que esa energía salga de otro lugar que de suelo argentino”, dijo el mandatario.

“Les pido a los que finalmente tienen la responsabilidad de hacerlo que lo hagan cuanto antes, que pongan todo su empeño, porque la Argentina necesita ése gas, no sólo para calefaccionarnos, sino para el desarrollo de nuestras industrias en todas las regiones del país”, enfatizó el Presidente desde el yacimiento de YPF Loma Campana, en Vaca Muerta.

Fue en un acto protocolar de lanzamiento del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que en su Etapa I se extenderá por 650 kilómetros entre Tratayén (NQN) y Salliqueló (Buenos Aires).

El costo de este tramo fue calculado en unos 1.500 millones de dólares, será financiado por el Estado, y 500 millones corresponden a ingresos por el aporte extraordinario que debieron realizar los tenedores locales de grandes fortunas, en base a una Ley específica.

Hasta el momento se licitó la compra de los caños, SIAT (Tenaris) fue único oferente. El precio total cotizado es de US$ 436.631.634 (US$ 407.318.692 más US$ 29.312.942) y se trata de la provisión de caños de acero sin costura de 36 y de 30 pulgadas de diámetro. Las autoridades de IEASA (ex Enarsa) aguardan disponer de los fondos necesarios para avanzar con la adjudicación .

También están lanzadas las licitaciones de válvulas y otros materiales, pero aún resta licitar los compresores y además la obra de construcción, que debería lanzarse en los próximos días. Para esta tarea ya manifestaron interés Techint y SACDE (del Grupo Pampa Energía).

El objetivo del gobierno es contar con este ducto en el invierno del 2023, lo que permitiría transportar 11 millones de metros cúbicos diarios adicionales. Esto explica el pedido del Presidente a los funcionarios del área energética, y se supone que también de Economía.

El gobierno nacional constituyó a mediados de febrero el fondo específico Fondesgas para la realización de éste ducto troncal y otros complementarios del sistema de transporte, habida cuenta la necesidad de evacuar la mayor producción de gas natural, en particular el No Convencional de la Cuenca Neuquina.

Al respecto, el secretario de Energía, Darío Martínez, describió el proyecto del nuevo ducto troncal – en sus dos etapas-  remarcó el objetivo “prioritario de sustituir todo el GNL que se importa, también el de reducir el uso de líquidos sustitutos del gas (por caso en usinas e industrias), y luego exportar”, este insumo.

Refirió que “en los próximos días estaremos adjudicando la provisión de caños”, y que “en mayo se hará el lanzamiento de la licitación de las obras, para arrancar la construcción lo antes posible”. Desde IEASA estiman que el tendido del gasoducto arrancaría en setiembre. Resta además la licitación de los compresores.

Esta primera etapa del proyecto se completa con la construcción de un segundo tramo del ducto, desde Salliqueló hasta el sur de Santa Fe, para llevar el gas hasta el GNEA y también llegar al sur de Brasil.

Este segundo tramo permitirá incrementar la evacuación del gas de Vaca Muerta con vistas a lograr autoabastecimiento. Pero hasta ahora no cuenta con financiamiento.

El presidente remarcó que “estamos convencidos que la Argentina crece si se industrializa,  que así  aumentan los puestos de trabajo y se mejora la distribución. Apostamos a eso”, y además hizo hincapié en el objetivo de “llevar el gas a todo el país para un crecimiento y desarrollo federal”.

Fernández destacó el papel que se asigna a YPF en este objetivo, en tanto empresa nacida estatal hace cien años, y recuperada (post privatización en los 90) hace diez años como empresa de mayoría accionaria estatal.

“Hoy estamos anunciando el inicio de los trabajos tendientes a construir el gasoducto, que tiene el nombre de Néstor Kirchner, muy merecido por cierto. El del mejor presidente que la democracia ha conocido a mi juicio”, puntualizó .

En tanto, el Presidente reivindicó la decisión del gobierno de Cristina Fernández de Kirchner respecto a YPF en el año 2012.

“Cristina recuperó la empresa durante su gobierno,  se encaró la producción en Vaca Muerta mediante un acuerdo con Chevron, y hoy resulta una empresa pujante, testigo para los precios de la energía”, comentó.

Y diferenció esa política,  ahora retomada, de la política que para YPF se dio el gobierno de Cambiemos. “cuando bajó su producción y cedió espacio a otros intereses”, señaló.

“En los dos casos estuvo en manos del Estado, pero en un caso hubo una política y en otro caso otra política diferente”, remarcó.

“Necesitamos que YPF siga creciendo, investigando, produciendo, el gas es clave para la transición energética hacia las energías renovables, debe llegar a cada rincón de la Argentina”, añadió.

Lo acompañaron en el acto, el gobernador neuquino Omar Gutierrez,  y su similar de Buenos Aires, Axel Kicillof, quien fuera ministro de Economía de CFK al momento de la expropiación del 51 % de las acciones de YPF en manos de Repsol.

En la mesa que encabezó el acto también estuvieron el presidente de YPF, Pablo González, el Secretario de Energía, y la presidenta de la Fundación YPF, Ofelia Cédola. También se sumó el ministro de Economía, Martín Guzmán, a través de un video desde Estados Unidos, donde participa de la reunión del G-20.

Entre el auditorio al aire libre (y fuerte viento patagónico) reunido en Loma Campana se contaron principales miembros del gabinete nacional, empresarios petroleros (PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Shell, Total entre ellos), legisladores y sindicalistas del sector.

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas anunció oficialmente que la Argentina Oil & Gas Patagonia (AOG Patagonia), la ya tradicional exposición que se realiza cada dos años, tendrá lugar del 10 al 12 de agosto en la ciudad capital de Neuquén.

El evento, que fue pospuesto en 2020 debido a la pandemia del COVID 19, es esperado por las empresas y profesionales locales ya que propicia el marco necesario para el encuentro entre quienes se dedican a la industria de los hidrocarburos: desde las grandes operadoras y empresas de servicios, hasta los pequeños productores de la cadena de valor.

De entre las fechas barajadas para su realización, se optó finalmente por la del miércoles 10 al viernes 12 de agosto próximos, tres días en los que volveremos a favorecer los contactos entre las operadoras y los proveedores; exhibir y posicionar las marcas; lanzar nuevos productos y tecnologías, y dar a conocer nuevos emprendimientos.

La AOG Patagonia se realiza, una vez más, en plena cuenca productiva, en las cercanías de Vaca Muerta, y tiene lugar en un momento en que la actualidad geopolítica nos inspira más que nunca a buscar la seguridad energética del país. Como en ediciones anteriores, la disponibilidad de espacios se encuentra vendida prácticamente en su totalidad, lo cual nos asegura una AOG Patagonia exitosa como en los últimos años, en que contamos con más de 8.000 visitantes.

Como es usual en los eventos del IAPG, acompañará  a la muestra una rama académica: las I Jornadas integrales de Desarrollo y Producción de Reservorios No Convencionales, dirigidas a funcionarios, directivos, profesionales y técnicos de la industria que trabajan en todos los aspectos de gas no convencionales y Tratamiento y Transporte de Gas. Estas jornadas contarán con la presentación de trabajos y con mesas redondas donde se tratarán los temas de actualidad.

Las nuevas generaciones de profesionales también estarán representadas a través de la sexta jornada de Jóvenes Profesionales Oil & Gas (JOG6) que ya viene organizando la Comisión de Jóvenes Profesionales del IAPG, dirigida a los que recién llegan a la industria y a los interesados en elegirla: estudiantes de los últimos años y jóvenes profesionales que ya han ingresado o aspiran a ingresar en la industria de los hidrocarburos.

Y no faltarán las charlas técnicas de las empresas expositoras, así como las Rondas de Negocios entre operadoras y PyMEs.

¡Los máximos representantes de la Energía del país nos esperan en agosto en Neuquén!

Más información: www.aogpatagonia.com.ar

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que nuclea a las operadoras de la industria petrolera del país, informó a las empresas asociadas que “las negociaciones paritarias por el período abril 2022 a marzo 2023 continúan abiertas en el Ministerio de Trabajo” y que “la audiencia prevista para el día de la fecha (21/4) fue
pospuesta para el próximo martes 26 por la mañana”.

Presidida en la actualidad por Sergio Affronti -CEO de YPF- la CEPH detalló que “el día 20 de abril de 2022 se firmó un acta acuerdo en el marco de la negociación paritaria entre la CEPH, la CEOPE y los secretarios generales de todos los sindicatos del sector hidrocarburífero y se acordó un aumento del 10 % para el cierre de marzo de 2022, pagadero junto con los salarios de abril de 2022”.

“Entre 2016 y 2020, gracias al desplazamiento del consumo de combustibles fósiles por la mayor oferta eólica, el ahorro en el país fue de más de 1.300 millones de dólares”, de acuerdo con un trabajo presentado por la Cámara Eólica Argentina (CEA).

El mismo estudio estimó que en 2021 el nivel de generación eólica “permitió evitar pagos al exterior en un promedio de 800 millones de dólares anuales, y para este año 2022, teniendo en cuenta la mayor generación producida por el sector y los mayores precios internacionales, este ahorro es cuatro veces mayor y alcanza los 3.250 millones de dólares”.

La generación renovable eólica redujo de manera directa la dependencia al gas y al GNL importados. Durante 2021 la generación producida por el viento aportó 14,8 TWh y de esta manera, se desplazaron 8,5 MMm3/d de consumo de combustibles, equivalentes al 20 % de las necesidades durante el período invernal y al 33 % del promedio anual, señala el informe.

Se contextualizó que la transición energética hacia las energías limpias y renovables se ha acelerado en todo el mundo luego de las definiciones tomadas en la COP26, y también debido a las cuestiones geopolíticas que este año han generado grandes aumentos en los precios de los combustibles fósiles.

“Para satisfacer la demanda interna, Argentina debe importar combustibles desde diferentes mercados, y en este contexto la apuesta por las energías renovables resulta ampliamente beneficiosa para disminuir la necesidad de divisas del país”, se destacó.

A los actuales precios, el costo de combustible por cada MWh desplazado es superior a los 230 US$/MWh. Es decir, más que triplica el costo de un MWh renovable.

“Por cada 100 MW eólicos de capacidad instalada, y a lo largo de su vida útil, Argentina ahorra 336 millones de dólares, multiplicando por 3 la inversión inicial.  Esto resulta en un beneficio clave para la matriz energética”, se describió.

El presidente de la CEA,  René Vaca Guzmán, expresó que “garantizar las condiciones para un mayor desarrollo del sector eólico, y renovable en general, es crucial para lograr la fiabilidad del sistema, una mayor libertad energética, y una reducción de la dependencia al gas y GNL importados. Además permitirá una mayor exportación de combustibles fósiles, generando un ciclo virtuoso para la economía del país”, agregó.

La CEA agrupa a más de 20 empresas que representan en su conjunto el 70% de la potencia instalada nacional proyectada, con presencia en ocho provincias, entre las cuales se encuentran Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, Buenos Aires, Córdoba y La Rioja.

Sus miembros, ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector: como generadores, tecnólogos y fabricantes de componentes eólicos.

El Secretario nacional de Energía, Darío Martínez, sostuvo que “el Sistema gasífero va a estar mucho más robusto este invierno que el año pasado porque la producción de gas argentino que se inyecte en los gasoductos superará la del 2021, a lo que se le suma la provisión desde Bolivia, por un volumen que será similar al suministrado el año pasado”.

Cabe señalar que, en forma complementaria a estas provisiones, Energía aún está desarrollando (vía IEASA) licitaciones para la compra de cargamentos de GNL, un insumo muy demandado y cuyo precio se cuadriplicó en el mercado internacional, sobre todo desde que se desató la guerra entre Rusia y Ucrania.

El funcionario encabezó un encuentro con las autoridades de la Unión Industrial Argentina (UIA) y las empresas productoras de hidrocarburos para analizar el panorama de la producción y el abastecimiento de gas en el país, refirió un comunicado de Energía.

En las últimas semanas el gobierno y las empresas industriales vienen evaluando la disponibilidad de este insumo en el otoño e invierno (de alta demanda residencial) y los posibles efectos en la actividad fabril.

En particular, Martínez realizó un repaso de las medidas ejecutadas en materia de producción de gas y petróleo desde el momento en que asumió la cartera energética, centradas en generar las condiciones para un incremento en la producción y en mejorar la capacidad del sistema de distribución.

“Lo primero que hicimos para revertir el declino fue lanzar el Plan Gas.Ar., que comenzó a funcionar en diciembre de 2020 y actualmente nos permite superar permanentemente los niveles de producción”, explicó.

A su vez, resaltó que uno de los objetivos de Plan consistió en garantizar la disponibilidad de mayor volumen de gas para la industria nacional: “el Plan está diseñado para que las productoras de gas tengan que disponer del 30% de su producción a disposición de la industria”, puntualizó.

Martínez explicó que los resultados en incremento de la producción se inscriben en una segunda etapa de medidas como el inicio de la construcción del gasoducto Néstor Kirchner y el conjunto de obras del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional.

“El gasoducto es una obra estratégica que va a generar un círculo virtuoso para que se siga incrementando la producción, que haya más gas para las industrias y más trabajo para los argentinos, además, nos permitirá ahorrar divisas que hoy se destinan a la importación de GNL”. Y agregó: “Mañana el Presidente va a encabezar en Neuquén un acto muy importante por el inicio de la primera etapa de la obra”.

Hasta ahora el gobierno encaró la licitación para la provisión de los caños del ducto (casi 600 kilómetro de extensión) en su primera etapa. También la licitación para la compra de válvulas y otros materiales, pero resta definir quien o quienes realizarán las obras del tendido.

Además del emblemático gasoducto Néstor Kirchner como obra principal, el Sistema de Gasoductos Tranport.Ar Producción Nacional implicará la ampliación del Gasoducto NEUBA II (Ordoqui), la construcción de los tramos finales en AMBA Sur y Norte, la reversión del Gasoducto Norte en sus etapas I y II, y la ampliación del Gasoducto Centro Oeste.

El Secretario transmitió a la UIA que con esas medidas de gestión, que permitieron pasar del declino a iniciar un camino de sostenido incremento de la producción, y las orientadas a solucionar las limitaciones del transporte, “el horizonte de mediano y largo plazo para el abastecimiento de gas es altamente favorable”.

Martínez destacó en el encuentro “el reciente acuerdo firmado por el Presidente junto a su par de Bolivia, que asegura 14 millones de metros cúbicos en firme para el Norte argentino, es decir el mismo volumen que se inyectó desde ese país el año pasado”.

A su vez, agregó el funcionario, al completarse el tramo del gasoducto Tratayen-Salliqueló (que el gobierno proyectó para el invierno del 2023) el sector industrial podrá contar con mayores volúmenes de gas disponibles.

Por su parte, el presidente de la UIA, Daniel Funes de Rioja, agradeció la posibilidad de trabajar en conjunto con la Secretaría de Energía y otros sectores de la actividad industrial y señaló que “buscamos garantizar energía para la producción y el crecimiento de las industrias, y proponemos diseñar mecanismos de autoadministración y de coordinación con la Secretaría de Energía y el Ministerio de Producción para optimizar el abastecimiento de gas a la industria”.

Las empresas productoras detallaron a la Secretaría de Energía y a los representantes de la Industria el estado y las expectativas de inversión y producción de cada una de ellas.

Todas coincidieron en que para este año han aumentado sus volúmenes de producción e inyección al sistema, que desde fines del 2021 vienen cerrando contratos de abastecimiento para el presente año con sus clientes industriales y que intentan permanentemente celebrar contratos superiores al año de duración, lo que hasta ahora ha tenido poca receptividad entre los clientes industriales, refirió Energía.

Un comunicado de la Secretaría describió que las empresas productoras resaltaron la robustez que tendrá el sistema de gas este año en comparación con el año pasado y el mayor volumen de gas que hay este año a disposición de los clientes industriales.

El Secretario estuvo acompañado por la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla; el asesor presidencial en materia energética, Ariel Kogan y Agustín Ledola (secretaría de Política Económica de Economía).

El Presidente de la UIA estuvo acompañado por otras autoridades de la entidad junto con sus especialistas del área energética: Miguel Ángel Rodríguez (secretario); Carlos Garrera, (vicepresidente sectorial, ADIMRA), David Uriburu (vicepresidente sectorial, Cámara Argentina del Acero), Diego Coatz (director ejecutivo/economista jefe), Agustina Briner (directora de Departamentos Técnicos), Alberto Calsiano, (jefe del Departamento de Energía), Jorge De Zavaleta, (vicepresidente del Departamento de Energía) y Matías Fernández (secretario Departamento de Energía).

Las empresas productoras de gas y petróleo estuvieron representadas por: Mauricio Nuñez (YPF), Leo Macchia (TECPETROL), Carlos Seijo y Humberto Benedetti (TOTAL), Santiago Patrón Costa (PAMPA), Fabio Jeaumbeaut (PAE), Eugenio Maurette (VISTA), Mariano D’ Agostino (WINTERSHALL), Andrés Agostinelli y Adrián Burtnik (PLUSPETROL), Alejandro  Ocampo (SHELL), Emilio Daneri (CGC).

El gobierno nacional prorrogó, a partir del 1° de mayo de 2031 y por el plazo de diez (10) años, la concesión de explotación de hidrocarburos offshore sobre la superficie de los Lotes de Explotación “ARGO”, “ARIES”, “CARINA”, “FÉNIX”, “ORIÓN”, “ORIÓN NORTE”, “ORIÓN OESTE” y “VEGA PLEYADE” del Área I de la Cuenca Austral, perteneciente a la Cuenca Marina Austral, en lo que respecta a la superficie bajo la jurisdicción del Estado Nacional.

La prórroga de la concesión (que fuera otorgada en 1994), fue concedida a las empresas titulares de tal concesión Total Austral sucursal argentina, Wintershall Dea Argentina, y Pan American Sur, que tienen una participación asociada de 37,5 %, otro 37,5 %, y 25 por ciento, respectivamente, en los términos de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias y normas complementarias.

La medida fue dispuesta a través del decreto 195/2022 en respuesta a una solicitud formulada por estas empresas y luego de la evaluación técnica, legal y económica realizada por el gobierno, respecto de los compromisos contractuales vigentes, y los futuros ahora establecidos.

El decreto publicado en el Boletín Oficial delimita los lotes del Área I de la Cuenca Austral ya referidos, (de acuerdo con las coordenadas en la Proyección Gauss Krüger), con una superficie aproximada de 1.948,57 kilómetros cuadrados, y aprobó el Plan de Inversiones y Obras comprometido por las empresas concesionarias para el período de prórroga de la explotación (1° de mayo de 2031 a 30 de abril de 2041), que representa  una inversión total de US$ 700 millones.

La empresa formalmente designada Operadora del área (Total Austral) remitirá en forma anual a la Autoridad de Aplicación Nacional los informes específicos que den cuenta del avance y cumplimiento en la ejecución del Plan de Inversiones y Obras mencionado y sobre el abandono de los pozos y las instalaciones, y cumplimentará las demás obligaciones de información establecidas en la normativa vigente y/o de la que se dicte en el futuro, señala el Decreto firmado por el Presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, y el ministro de Economía, Martín Guzmán.

“El cumplimiento del Plan de Inversiones y Obras que se aprueba es condición para la vigencia de la concesión que en virtud de este acto se prorroga”, puntualiza el texto.

Asimismo, el Decreto estableció “en la suma de US$ 15.270.403 el monto del bono de prórroga que regula la Ley 17.319, con la modificación introducida por la Ley 27.007 (actualización de cánones hidrocarburíferos).

“La suma indicada deberá ser depositada por las empresas Total Austral S.A.;  Wintershall Dea  y Pan American Sur S.A., en función de sus respectivos porcentajes de participación, dentro de los noventa  (90) días hábiles a contar a partir del día siguiente de la fecha de notificación (de la prórroga) en pesos, al tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina vigente al cierre del último día hábil anterior al del efectivo pago, mediante cheque No a la Orden a favor de la cuenta que le será comunicada por la Autoridad de Aplicación Nacional al momento de dicha notificación”.

Asimismo, el decreto 195/2022 estableció que “a partir de la entrada en vigencia de la prórroga las empresas concesionarias pagarán al Estado Nacional un porcentaje del 15 %  (quince) en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos extraídos de los lotes del Área CMA-1 bajo su jurisdicción”. Hasta ahora dichas regalías eran del 12 por ciento.

En los considerandos del Decreto 195 se explica que la prórroga solicitada “se refiere a la superficie que se halla bajo la jurisdicción concedente del Estado Nacional, por estar ubicada más allá de las Doce (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley 23.968, hasta el límite exterior de la plataforma continental, conforme con lo establecido por los artículos 1° de la Ley 17.319 y sus modificatorias y la Ley 26.197” (Ley Corta), que reconoce la pertenencia a las provincias de los yacimientos ubicados en sus territorios, incluídos los offshore hasta las 12 millas marinas.

Asimismo, el Decreto puntualiza que “la solicitud de prórroga realizada por los concesionarios de explotación se fundamenta en la necesidad de contar con un horizonte temporal más amplio dada la complejidad y los elevados costos que implica la explotación de hidrocarburos costa afuera”.

“Se estima que el otorgamiento de la prórroga permitirá continuar con el desarrollo de las inversiones en el área, con el fin de mantener un caudal de producción de gas natural del orden de veinte millones de metros cúbicos por día (20 MMm³/día) representando entre el 13,8 % (2011) y el 16,7 % (2020) del total del gas natural producido en el país”, se destaca.

El Área CMA-1 cuenta con 260 pozos que producen diariamente un volumen aproximado de 20,6 MMm³/día de gas natural y 888 m³/día de petróleo, habiendo sido la producción total para el año 2020 de 7.508 MMm³ de gas y de 324.120 m³ de petróleo con un monto total de inversiones para el mismo año de US$  24.180.000.

En cuanto a los valores correspondientes a los lotes en jurisdicción del Estado Nacional, la producción diaria asciende a 13,8 MMm³ de gas natural y a 415 m³ de petróleo, con una acumulada anual de 172.643 m³ de petróleo y 5.053 MMm³ de gas, con 49 pozos y una inversión de US$ 13.820.000.

En cuanto a la ejecución de las inversiones, el Decreto 195 describe que “los últimos datos definitivos correspondientes al cierre del año 2020 determinan que ascendieron a US$ 952.000.000 en lo que respecta a la superficie bajo jurisdicción del Estado Nacional, y a la suma de US$ 1.140.000.000 respecto de la fracción correspondiente a la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur,  alcanzando la suma de US$ 2.092.000.000) para toda la concesión.

Las reservas hidrocarburíferas de la totalidad del Área CMA-1 al fin de la concesión, calculadas al 31 de diciembre de 2020, ascendieron a 3.670.000 m3 de petróleo y a 64.471 millones de m³ de gas natural.

En tanto, los valores correspondientes a la porción de la concesión ubicada en la jurisdicción del Estado Nacional son de 2.260.000 metros cúbicos de petróleo y de 42.490 millones de metros cúbicos de gas.

El secretario de Energía, Darío Martínez, convocó para el martes 19 al Ministro de Industria, Comercio y Minería de Córdoba y a la Unión Industrial de esa provincia, a una reunión de trabajo para analizar el tema de la provisión de gas natural a ese sector.

Desde el gobierno cordobés se solicitó dicha reunión en procura de garantizar la provisión de gas a las industrias que operan en la provincia mediterránea, en momentos en que Energía proyecta la disponibilidad de este insumo en los meses del otoño e invierno, priorizando el suministro residencial, en un contexto de limitaciones en la provisión de GNL por barcos, y de gas natural desde Bolivia, complementaria de la producción local.

En tal sentido, Martínez expresó que “el Plan Gas.Ar ha generado una producción creciente de gas natural argentino, que alcanza constantemente niveles superiores a los períodos y años precedentes”.

El secretario afirmó que “el diseño del Plan Gas.Ar garantiza un flujo creciente de gas para la industria en general, cuyos precios, volúmenes y modalidades de provisión y abastecimiento, se contrata libremente entre las empresas industriales consumidoras, las empresas productoras de Gas, o las comercializadoras”.

Martínez declaró que “a diferencia del abastecimiento de la demanda residencial cuyas tarifas y aspectos particulares regula el Estado, el abastecimiento de la industria está liberado y se trata de acuerdo entre privados, que pactan y contratan desde el precio, la modalidad de entrega, los volúmenes y plazos, y la variación de los mismos, sin participación alguna del Estado”.

“He convocado al Ministro Accastello y a los industriales cordobeses, a una reunión de trabajo, para analizar, con todos los actores involucrados, las particularidades del abastecimiento de Gas a ese sector”, agregó el secretario.

– El gobierno nacional facultó a la Secretaría de Energía para que establezca un mecanismo alternativo para determinar el precio del bioetanol a base de maíz, que se mezcla con las naftas, “de aplicación excepcional en los casos en que se verifiquen desfasajes sustanciales entre el precio resultante del procedimiento establecido en la Resolución 852/21 de S.E., y los costos de elaboración del referido bioetanol”.

El Artículo Cuarto de la R-852/21 determinó que los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz “serán actualizados mensualmente por dicha Secretaría, de acuerdo a la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de propiedad de la empresa YPF S.A. en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

Al respecto, cabe señalar que por las Resoluciones 66, de febrero, y 185, de marzo de 2022, Energía actualizó los precios de adquisición del bioetanol elaborado a base de estos dos insumos, oportunamente establecidos por la R-852/21.

Pero ocurrió que “producto de factores exógenos originados por el contexto internacional actual, se ha generado un marcado incremento en el precio del maíz, y resultó que la aplicación del criterio mencionado por la citada Resolución para determinar el precio del biocombustible elaborado en base al maíz haya quedado distorsionado respecto de los costos de su elaboración”.

Entonces, y ahora a través del Decreto 184/2022 publicado en el Boletín Oficial, se dispuso que “con el fin de no afectar la disponibilidad del citado biocombustible para la mezcla obligatoria con las naftas en el referido contexto”, y en línea con las previsiones de la Ley 27.640, resulta necesario facultar a la S.E. a establecer un mecanismo alternativo y excepcional para determinar el Precio del Bioetanol de maíz destinado a la mezcla obligatoria con las naftas”.

Cabe referir además que la Ley 27.640 establece que los volúmenes de bioetanol equivalentes a un porcentaje nominal del seis por ciento (6%) de la mezcla obligatoria serán asignados por la autoridad de aplicación a las empresas elaboradoras de bioetanol a base de maíz, “a prorrata y efectuando los cálculos en función del equivalente mensual de los cupos de bioetanol anuales vigentes al vencimiento del régimen establecido por las leyes 26.093 y 26.334, estableciéndose como límite máximo la capacidad de elaboración de cada empresa”.

La autoridad de aplicación podrá elevar el referido porcentaje nominal cuando lo considere conveniente en función del abastecimiento de la demanda, la balanza comercial, la promoción de inversiones en economías regionales, y/o razones ambientales o técnicas, o bien reducirlo hasta un porcentaje nominal del tres por ciento (3%), en volumen, cuando el incremento en los precios de los insumos básicos para la elaboración del bioetanol a base de maíz pudiera distorsionar el precio del combustible fósil en el surtidor por alterar la composición proporcional de aquel sobre este último.

También, ante situaciones de escasez de bioetanol a base de maíz por parte de las empresas elaboradoras autorizadas para el abastecimiento del mercado.

La Secretaría de Energía definió que los días 10, 11 y 12 de mayo se realizarán las audiencias públicas correspondientes a la actualización de las tarifas de los servicios de gas y electricidad por redes, y la correspondiente a la segmentación de subsidios, señalando que “el nuevo esquema (tarifario) se regirá por el principio de gradualidad”.

A través de un comunicado, la secretaría a cargo de Darío Martínez –en la órbita del Ministerio de Economía- puntualizó que “la totalidad de los beneficiarios de tarifa social de gas no serán alcanzados por un nuevo incremento durante este año, mientras que para aquellos usuarios de Electricidad del AMBA que tienen este beneficio, la nueva corrección no superará el 6 % en promedio”.

Asimismo, se indicó que “el 10 por ciento de usuarios residenciales de los servicios de gas y de electricidad, con mayor capacidad de pago de la sociedad, dejará de recibir el beneficio de subsidio a la energía”.

De tal forma, “para la mayoría de los usuarios residenciales de Edenor y Edesur, excluidos quienes son beneficiarios de tarifa social, las facturas de luz tendrían una corrección en promedio del 17 por ciento”, afirmó Energía.

Por otro se describió que “esa corrección (tarifaria) promedio para la mayoría de los usuarios de Gas del país se ubicará en 21,5 por ciento, con leves variaciones según las regiones”.

Con respectivas resoluciones, se estableció entonces la convocatoria a las Audiencias Publicas que pondrán a consideración de los usuarios estos mecanismos y actualizaciones tarifarias.

“De esta manera, se inicia el proceso de actualización tarifaria definido por el Gobierno Nacional en el programa económico que apunta 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”, se explicó.

Y se hizo hincapié en que se trata de “un proceso que se regirá según criterios y directrices de gradualidad y proporcionalidad establecidos en la Constitución Nacional y señalados por la Corte Suprema de Justicia de la Nación”.

La actualización tarifaria se impulsará, previa audiencia pública, “con un esquema dirigido a proteger aquellos sectores más vulnerables y con menor capacidad de pago, e incentivando a su vez la adopción de medidas que promuevan al uso racional de los servicios y la reducción del impacto ambiental”, se afirmó.

Para los usuarios residenciales se considerará como criterio objetivo, una corrección tarifaria relacionada a la evolución de sus ingresos, representado por el coeficiente de variación salarial (CVS), como lo establecía la Ley 27.443, frustrada por el veto total impuesto por la administración anterior (gobierno Macri), sostiene Economía.

La cartera a cargo de Martín Guzmán aseveró que “para el 90 % de los usuarios residenciales, este mecanismo garantiza que las actualizaciones tarifarias siempre serán inferiores a sus aumentos salariales, implicando correcciones en sus facturas, menores que el incremento de sus ingresos en términos reales, con el objetivo de proteger los ingresos y mejorar el aspecto distributivo de la política de subsidios”.

De esta manera el Gobierno pone a consideración un esquema de tarifario para el bienio 2022-2023 que contempla tres niveles:

• Uusuarios de gas beneficiarios de la tarifa social, para quienes no habrá otro incremento en su factura este año,  y para el próximo año calendario, esa corrección será equivalente al 40 % del CVS del año anterior.  Para los beneficiarios de tarifa social de Edenor y Edesur, la nueva corrección tarifaria para 2022 no superará el 6 %.

• Para el resto de los usuarios, el incremento total en la factura para cada año calendario será equivalente al 80 % del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) correspondiente al año anterior.

En función de este esquema, para el año 2022 y considerando la actualización tarifaria realizada en el pasado mes de marzo, el incremento propuesto para el mes de junio será en promedio del 17 % para las tarifas de electricidad de los usuarios del AMBA, y del 21.5 % promedio sobre el valor actual de la factura para los usuarios de gas de todo el país.

 Las variaciones exactas serán según cada categoría de tarifa residencial y también la región para los usuarios de gas.

• La franja del 10 % de ​usuarios de mayores ingresos y con plena capacidad de pago, dejarán de ser beneficiarios de subsidio al consumo energético, ratificó Energía.