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Bajaron los metales en los mercados

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.

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La AIE prevé retroceso en la demanda global de petróleo

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) modificó sus previsiones sobre la demanda global de petróleo para este año. En su informe mensual sobre el mercado publicado este jueves, la AIE reduce en 70.000 barriles diarios las proyecciones de la demanda que había hecho en abril, cuando había recortado las de marzo en 260.000 barriles.

La razón principal es la fuerte ralentización del consumo en China a causa de las restricciones por la covid, que se traducen en 890.000 barriles diarios menos en el segundo trimestre de lo que había estimado hace solo un mes.

También está pesando el efecto para los consumidores de todo el mundo del incremento del precio del barril y más aún los problemas de aprovisionamiento de algunos carburantes (como el diésel en Europa) por el freno de las importaciones procedentes de las refinerías rusas.

La agencia calcula que el consumo medio de crudo en 2022 en el mundo será de 99,4 millones de barriles, es decir 1,8 millones más que el pasado ejercicio.

Ese crecimiento se ha concentrado en los tres primeros meses del año por el levantamiento de las restricciones por el coronavirus en las economías avanzadas. En ese primer trimestre, el aumento del consumo ha sido de 4,4 millones de barriles diarios a escala global.

En el cuarto trimestre, sin embargo, los expertos de la organización prevén que la demanda será inferior en 230.000 barriles diarios a la del mismo periodo de un año antes.

Una parte de esa contracción se explica por el golpe para la economía rusa de su aislamiento internacional, que ya se ha empezado a notar, por ejemplo con un descenso del 13 % del consumo de queroseno para los aviones pese al incremento de las necesidades militares para la invasión de Ucrania.

Por lo que respecta a la producción, las sanciones están haciendo mella en Rusia, aunque algo menos de lo que había anticipado la AIE. En abril, según sus datos, Moscú puso en el mercado 9,1 millones de barriles diarios, 900.000 menos que en marzo.

Esa tendencia debería continuar en mayo, con un recorte de otros 600.000 barriles diarios, lo que significaría 1,6 millones menos que en febrero, cuando empezó la guerra. Se podría pasar a ser más de 2 millones de reducción en junio y cerca de 3 millones en julio, sobre todo si la Unión Europea adopta su plan de embargo sobre el crudo ruso.

De confirmarse esas cifras, sobre las que hay una gran incertidumbre a causa de las rápidas evoluciones de la situación, la producción rusa de petróleo en el conjunto de este año se podría quedar en una media de 9,6 millones de barriles diarios, que sería la más baja desde 2004.

La AIE destaca que dentro del cártel formado por la OPEP y sus socios, el principal de los cuales es Moscú, solo Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos (EAU) tienen unos márgenes significativos para aumentar los bombeos este año y compensar el bajón de las exportaciones rusas.

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Shell Neft traspasa su negocio de lubricantes a la rusa Lukoil

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.

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WintershallDea mantendrá sus negocios en Rusia

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.

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Energía Argentina: acuerdo para abastecer hidrógeno verde al puerto de Rotterdam

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.

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YPF: Producción en alza y ganancia neta de $ 26,4 mil millones en el primer trimestre

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.

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Tarifas residenciales de electricidad se ajustarán hasta 17% en junio por la actualización del PEST

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.

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Martínez y Basualdo visitaron obras de ampliación de la CT Ezeiza

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.

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PECOM firma un nuevo contrato de Operación y Mantenimiento en Brasil

Comenzó a brindar servicios en los 14 campos que constituyen el Polo Recôncavo, situado en el estado de Bahía, para la empresa 3R Petroleum, también contratante de PECOM en los 7 campos el Polo Macau de Rio Grande del Norte y en los 8 campos del Polo Rio Ventura.
PECOM informa que el 11 de mayo 2022 comenzó a brindar servicios de Operación y Mantenimiento en los 14 campos on shore de 3 R Petroleum que constituyen el Polo Recôncavo en el Estado de Bahia: Aratu, Ilha de Bimbarra, Mapele, Massuí, Candeias, Cexis, Socorro, Dom João, Dom João Mar, Pariri, Socorro Extensão, São Domingos, Cambacica y Guanambi.
La producción promedio del Polo Recôncavo en 2021 fue de aproximadamente 2.932 barriles de petróleo por día (bbl/d) y 466 mil m³ de gas por día. El Polo Recôncavo incluye el campo de Candeias, el más antiguo de Brasil y que inició la historia de exploración y producción de petróleo en dicho país en 1941.
Es la tercera operación de PECOM en Brasil, que se suma a las de Polo Macau en el Estado de Rio Grande del Norte y a la de Polo Río Ventura en el Estado de Bahía.
“Estamos muy felices y orgullosos de seguir creciendo en Brasil. Nuestros conocimientos técnicos sobre la operación y mantenimiento de yacimientos en cuencas maduras es un valor agregado que nuestros clientes destacan. Asimismo, sumar el Polo Recôncavo nos permite obtener grandes sinergias con el Polo Rio Ventura que también operamos y mantenemos, en beneficio de nuestro cliente. Esperamos que, tal como lo venimos haciendo en el Polo Macau y en el Polo Rio Ventura, nuestra experiencia nos permita ayudar a nuestro cliente 3R a alcanzar las metas de producción para este campo”, señaló Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM.
PECOM en Brasil
La labor de PECOM en Brasil se extiende, además de los servicios de Operación y Mantenimiento, a la comercialización de bombas de profundidad para producción de petróleo donde somos altamente reconocidos en el mercado por la calidad de nuestros productos y la excelencia de nuestros servicios.
Adicionalmente estamos iniciando en Brasil las actividades de Tratamientos Químicos para Petróleo y Gas apoyándonos en la vasta experiencia que la empresa posee en Argentina y Colombia, con productos desarrollados por nuestro departamento de Investigación y Desarrollo conforme a las necesidades de cada una de las regiones en donde actuamos.
Sobre PECOM
PECOM es una empresa de Servicios, Construcción y Productos enfocada en los mercados de Energía (Gas, Petróleo y Eléctrica) y Minería que explora nuevos mercados y oportunidades.
Nació hace más de 70 años en Argentina y forma parte del Grupo Perez Companc.
En Petróleo y Gas ofrecemos soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, Artificial Lift, Well Services, servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías.
Impulsamos la operación integral. La capacidad de eficientizar e incrementar la productividad de los procesos productivos tiene un rol cada vez más importante en un entorno competitivo. Desarrollamos este proceso de optimización combinando nuestros recursos y conocimientos en la materia junto a la revisión de procesos, integración de servicios, formas de contratación y KPIs compartidos con las operadoras.
Al mismo tiempo, incorporamos tecnología como parte integral del desarrollo de modelos de gestión y operación digitalizados basados en integración e inteligencia de datos. Nuestro modelo está diseñado específicamente para cada cliente y se desarrolla según sus necesidades, planes y objetivos.
A su vez, ofrecemos soluciones para el tendido de redes de fibra óptica, provisión e instalación de equipos de transmisión y montaje de estaciones de radio base.
Además nos destacamos en el desarrollo de infraestructura para la generación (renovable y no renovable), transporte y distribución de energía eléctrica, tanto para el mercado regulado como no regulado.
PECOM tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Perú y Uruguay. Cuenta con cerca de 5500 colabores y en 2021 facturó 400 MM USD.
Sobre 3R PETROLEUM
3R Petroleum es una empresa brasileña que cotiza en bolsa enfocada en la producción de petróleo y gas, en tierra (onshore) y mar (offshore). 3R replantea, vuelve a desarrollar y revitaliza campos maduros y en producción. Con una cartera de nueve activos, en cinco estados brasileños, la Compañía posee 514,8 millones de barriles de petróleo equivalente en reservas certificadas clasificadas como 2P (probadas y probables), de las cuales el 73% están clasificadas como probables (1P).

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TotalEnergies construirá en Francia un parque eólico flotante

TotalEnergies comenzó la construcción del proyecto Eolmed en Francia, cuya participación es del 20% y es operado por Qair. Este proyecto de 30 MW se encuentra a más de 18 km de la costa de Gruissan y Port la Nouvelle (región occitana) y se espera que inicie la producción en 2024.

El parque eólico constará de tres aerogeneradores de 10 MW montados sobre flotadores de acero y conectados a la Red de Transmisión Eléctrica (RTE) de Francia mediante un cable submarino.

Eolmed forma parte de la estrategia de la Región de Occitania para deslocalizar la producción industrial: el consorcio ha elegido una empresa conjunta formada por Matière y Ponticelli para producir los flotadores en Bagnac-sur-Célé (Lot) y Port-la-Nouvelle (Aude).

Este proyecto forma parte de la estrategia de TotalEnergies de desarrollar energía eólica flotante, que permite acceder a sitios más profundos, más alejados de la costa, y aprovechar mayores recursos eólicos.
En Francia, además del proyecto Eolmed en el Mar Mediterráneo, la compañía participa en una licitación en Bretaña para desarrollar un parque eólico flotante con Green Investment Group y Qair. TotalEnergies está desarrollando en Corea del Sur una cartera de más de 2 GW de energía eólica marina flotante con Green Investment Group,

En el Reino Unido, TotalEnergies está desarrollando el proyecto Erebus de 96 MW en el Mar Céltico con su socio Simply Blue Energy, y en Estados Unidos, la compañía lanzó la empresa conjunta TotalEnergies SBE US con Simply Blue Group para contribuir al crecimiento de la energía eólica flotante en el país.

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El crudo cotiza con leve baja

El petróleo de la OPEP marcó un leve descenso al cotizarse en 106,18 dólares el barril habiendo subido en el mes a 118 dólares. En los últimos doce meses el precio del barril de petróleo de la OPEP aumentó un 67,09%.

En tanto el precio del petróleo estadounidense bajó a 100 dólares el barril, su nivel más bajo en dos semanas, ya que las perspectivas de la demanda se vieron presionadas por los confinamientos por coronavirus en China y el creciente riesgo de recesión.

El crudo estadounidense West Texas Intermediate bajó 3,33 dólares, o un 3,23%, a 99,76 dólares el barril. El Brent perdió 3,48 dólares, o un 3,28%, a 102,46 dólares el barril. Ambos cayeron por segundo día consecutivo.

Los principales índices de Wall Street cotizaban con altibajos en una sesión volátil debido a la preocupación por el agresivo endurecimiento de la política monetaria y la ralentización del crecimiento económico.

Al principio de la sesión, comentarios de los ministros de energía de Arabia Saudí y de Emiratos Árabes Unidos habían hecho subir el Brent y el WTI más de un dólar por barril.

En este escenario volátil en momentos que Ucrania cortó el paso de 32,6 millones de m3 de gas al día proveniente de Rusia a la UE, la Comisión de la Unión Europea todavía no logró la unidad de los países miembros para prohibir las importaciones de petróleo de Rusia, principalmente por el rechazo de Hungría a apoyar el bloqueo al petróleo ruso por su dependencia. También se oponen a las sanciones otros países de Europa Central, Eslovaquia, República Checa y Bulgaria

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Ecopetrol creció 113% en el primer trimestre

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.

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La AIE estima un crecimiento del 8% de las renovables

La instalación de renovables en el mundo creció un 6 % el pasado año hasta un nivel récord de 295 gigavatios y volverá a aumentar este año otro 8 % hasta 320 gigavarios, anunció este miércoles la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

Esa tendencia alcista experimentará una inflexión en 2023, cuando se espera un estancamiento o incluso un ligero descenso de las nuevas capacidades, indica la AIE en un documento de actualización de las proyecciones que hizo en su informe anual sobre renovables publicado en diciembre.

Las actuales previsiones para 2022 y 2023 son netamente más optimistas que las que hizo hace cuatro meses, ya que anticipa un 8% más de instalaciones en cada uno de esos ejercicios debido al impulso en China, la Unión Europea y Latinoamérica, que compensarán el descenso de las cifras de Estados Unidos.

Este descenso esperado en Estados Unidos se explica por las incertidumbres sobre los nuevos incentivos para la energía eólica y la solar, así como por las restricciones a las importaciones de equipos fotovoltaicos procedentes de China y del sureste asiático.

La mayoría de las instalaciones de renovables que entraron en servicio el pasado año en el mundo fueron solares fotovoltaicas. Su expansión compensó con creces el descenso del 17 % en las nuevas eólicas. También fue significativa la progresión de las centrales hidroeléctricas.

China fue un año más el líder mundial destacado en la instalación de nuevas capacidades renovables, con un 46 % del total, y eso pese al descenso del 2% después del impulso sin precedentes de 2020 para aprovechar las subvenciones de las que se pudieron beneficiar entonces los inversores.

La Unión Europea (UE) quedó en segundo lugar con una progresión del 30% hasta 36 gigavatios, con los que superó por primera vez su anterior récord de 2011. Las plantas solares representaron más de la mitad de esa expansión, gracias sobre todo a una aceleración de los proyectos en España, Francia, Polonia y Alemania.

En 2022, la expansión de las renovables vendrá un año más sobre todo de la mano de las solares fotovoltaicas, con un incremento esperado del 25% hasta 190 gigavatios, que representarán un 60 % de todas las nuevas capacidades.

Las instalaciones eólicas en tierra se recuperarán ligeramente, después de la caída del 32 % en 2021, para acercarse a 80 gigavatios, mientras los nuevos aerogeneradores puestos en servicio en el mar experimentarán un hundimiento del 40 % por efecto del final de las subvenciones en China que habían generado una explosión de proyectos en ese país durante el pasado año.

La agencia informó de que los costos de instalación de plantas solares o eólicas se van a mantener este año y el próximo por encima de los que había antes de la pandemia de coronavirus, a causa del encarecimiento de las materias primas, del transporte, y a las perturbaciones en las cadenas de aprovisionamiento.

Según sus estimaciones, esos costos serán este año un 15 % superiores a los de 2020 en el caso de los equipos fotovoltaicos y un 25 % en el de los aerogeneradores en tierra.

Pero pese a todo, continuarán siendo competitivas porque los precios de las energías tradicionales, como el gas y otros combustibles fósiles van a crecer todavía mucho más.

Algo que se hace evidente sobre todo en Europa, donde los precios de la electricidad en el mercado mayorista en países como Alemania, Francia, Italia o España se han multiplicado por más de 6 respecto a los valores medios que había entre 2016 y 2020.

Por eso, el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, destacó que la evolución en los últimos meses han puesto en evidencia una vez más “el papel esencial de las renovables para mejorar el aprovisionamiento de energía, además de su efecto bien demostrado para reducir las emisiones” contaminantes.

Birol pidió a los gobiernos “reducir la burocracia, acelerar la concesión de permisos y ofrecer los incentivos adecuados para un despliegue más rápido de las energías renovables” para hacer frente a los retos del mercado y “mantener viva la posibilidad de alcanzar los objetivos climáticos internacionales”.

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Audiencia por el gas PIST consideró suba de hasta 20 % para Residenciales a partir de junio

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.

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Iluminación inteligente: el nuevo proyecto de Enel

Enel X instaló 116 paneles solares y 3 inversores SMA en Sede Parque Patricios de OSDE. La potencia total instalada es de 46,4 kWp, lo que representará una generación anual estimada de 69, 6 MWh. Con este proyecto, Enel X acompaña a OSDE en su decisión de incorporar energías renovables en sus edificios. Además, Enel X gestionó los trámites correspondientes para que OSDE pueda inyectarse a la red eléctrica de distribución.
Enel X, la línea de negocios global de Enel dedicada al desarrollo de productos innovadores y soluciones de energías limpias, instaló de 116 paneles solares y 3 Inversores SMA en dos terrazas que dispone OSDE en su Sede Parque Patricios, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con una superficie aproximada de 363 m2.
Se trata de un proyecto llave en mano, lo que significa que Enel X llevó a cabo todo el proceso. Esto abarcó logística, ingeniería, mano de obra, provisión de insumos, ejecución de obra y puesta en marcha.
De esta forma, Enel X acompaña a OSDE en su decisión de incorporar energías sustentables para sus edificios. Adicionalmente, Enel X ofrece servicios de mantenimiento de la planta.
Los paneles solares fueron orientados al norte con un ángulo de inclinación de 15°. En ese sentido, se tuvo en cuenta el efecto de las sombras al momento de dimensionar la instalación.
La potencia total instalada es de 46,4 kWp, lo que representará una generación anual estimada de 69,6 MWh.
Además del proyecto de instalación fotovoltaica, Enel X gestionó los trámites correspondientes para permitir a OSDE inyectarse a la red. Esto le representa al cliente una disminución de costos en las facturas de electricidad.
Para lograrlo, OSDE instaló un medidor bidireccional e inyecta a la red los excedentes de energía generada. A continuación, los excedentes de energía son vendidos a la distribuidora de energía.
Por otra parte, el proyecto cuenta con el sistema de monitoreo real time tracking, que se encuentra incluido dentro de las instalaciones. Por medio de este sistema, se puede acceder y conocer la generación de los paneles en tiempo real, lo que otorga una reducción en los costos de mantenimiento. Además, esta tecnología puede detectar con eficacia posibles problemas de producción en los elementos del sistema de forma remota.
El innovador sistema se encuentra disponible en la app y plataforma web para el usuario y Enel X.

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Encuentro anual Espacio Shell

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, llevó a cabo el tradicional encuentro anual Espacio Shell, oportunidad en que la empresa convoca a toda la red de empresarios dueños de estaciones de servicio para repasar resultados, novedades y planes a futuro. Luego de más de tres años de conexiones virtuales, el evento retornó a la presencialidad y logró reunir a más de mil participantes en el predio de Costa Salguero, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Los empresarios pudieron recorrer distintas activaciones y propuestas de la compañía y participar de un espacio que recreaba una imponente estación de servicio en la que se lució una cartelería digital de última tecnología, y la tienda Shell Select con su renovada y atractiva propuesta visual de gastronomía y cafetería. Una de las áreas destacadas por los visitantes fue la de juegos de simulación de MotorSports, que incluyó exhibición de autos de Turismo Carretera y un simulador de la Fórmula 1. También fue muy concurrida la activación de Shell BOX, la app que la empresa lanzó el año pasado y que viene creciendo en forma sostenida, con divertidas propuestas de juegos y entrega de merchandising.

También hubo un sector destinado a la electromovilidad, con un surtidor eléctrico alimentando un VW ID 4, y otro a la sustentabilidad, temática que atravesó con fuerza todo el encuentro.

Dentro del sector de conferencias, se sucedieron distintas presentaciones realizadas por profesionales de diferentes áreas de la empresa destinadas a analizar la realidad del negocio, repasar resultados, y conocer futuros lanzamientos y planes de marketing. También se destacaron a las mejores gestiones del 2021 en diferentes ligas, con el tradicional galardón Conquistadores, sello distintivo de Shell.

El evento finalizó con una gran cena y un show sorpresa de Cristian Castro.

“Volver a encontrarnos con toda la comunidad empresaria de nuestra red después de 3 años fue simplemente espectacular. No lo hubiese podido imaginar mejor. Hoy nuestro negocio está condicionado por temas de contexto y realmente estamos haciendo un gran esfuerzo para seguir entregando lo mejor para nuestros empresarios y clientes finales. Pude sentir que lo que hacemos llega y que nuestra red es magnífica, que tiramos todos para el mismo lado”, comentó Andrés Cavallari, Director de Retail de Raízen Argentina.

Por su parte, Carolina Wood, Directora de Marketing, comentó “Se viene un año repleto de iniciativas de marketing y estamos muy entusiasmados por eso. Momentos como el que vivimos con este encuentro nos indican que podemos avanzar hacia el futuro a paso firme. Tenemos a bordo la mejor red con una energía incomparable”.

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Aumentaron las ventas de la industria química

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).

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Petroecuador superó los 400.000 barriles diarios

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.

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Récord de ganancias para Petrobras

La petrolera Petrobras, mayor empresa de Brasil, obtuvo en el primer trimestre un beneficio neto de 8.912 millones de dólares, un valor 38 veces superior al del primer trimestre de 2021 y el mayor para el período en su historia, informó la compañía.

Las ganancias del gigante petrolero brasileño en los tres primeros meses superaron en un 3.718,4 % las del mismo período del año pasado 233,4 millones de dólares y en un 41,4 % las de los últimos tres meses de 2021, según su balance financiero.

El lucro de los tres primeros meses de 2022, además de haber sido el mayor para este período, fue el segundo mayor para cualquier trimestre en la historia de Petrobras, tan sólo superado por el del cuarto trimestre de 2020 11.980 millones de dólares.

La empresa, que se benefició del fuerte aumento de los precios del crudo en los mercados internacionales, atribuyó el buen resultado trimestral tanto al aumento de su producción como a la mayor eficacia operacional, por privilegiar las actividades más productivas en sus inversiones.

El beneficio “reflejó principalmente la mejor eficacia operacional, mayor producción y exportación de petróleo, menores costos de importación de gas natural licuado, ganancias cambiarias por la apreciación del real frente al dólar y a los (altos) precios del petróleo en el período”, informó en el comunicado.

Petrobras cotiza en las bolsas de Sao Paulo, Nueva York y Madrid, cerca del 80 % del beneficio del primer trimestre provino de las actividades de exploración y producción, y el restante 20 % de los otros segmentos, como el refino.

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Basualdo inauguró Centro de Operaciones de Emergencia de CAMMESA

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.

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MEGSA-CAMMESA: 11,8 MMm3/día de gas adicional hasta fin de mayo. PPP 4,41 dólares

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.

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Energía Argentina S.A. en la Conferencia Mundial de Hidrógeno

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.

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Shell aumentó sus ganancias 25,7% en el primer trimestre

Los ingresos totales de la petrolera aumentaron el 40,6 % en el primer trimestre, hasta 83.204 millones de dólares
La petrolera comunicó que su beneficio atribuido se situó en el primer trimestre del año en 7.116 millones de dólares un aumento del 25,7 % frente al mismo periodo del año anterior, debido al fuerte incremento del precio del petróleo.

En un comunicado remitido a la Bolsa de Valores de Londres, la empresa indicó que su beneficio antes de impuestos llegó en los tres primeros meses del año a 10.776 millones de dólares, un incremento del 30,8 % respecto al mismo trimestre de 2021.

Los ingresos totales de la petrolera aumentaron el 40,6 % en el primer trimestre, hasta 83.204 millones de dólares, en tanto que las compras en el periodo llegaron a 55.657 millones de dólares y los gastos de producción se situaron en 6.029 millones de dólares.

La deuda de la compañía se situó en 48.489 millones de dólares, con lo que consiguió reducirla un 25,7 % frente al primer trimestre de 2021.

La empresa logró aumentar en un 78,6 % su flujo de caja por las actividades operativas, hasta los 14.815 millones de dólares.

Shell indicó que el incremento de su beneficio atribuido respondió a unos precios altos del petróleo, una mayor actividad comercial y menores gastos operativos.

El precio del crudo está actualmente en torno a los 110 dólares el barril debido al incremento de la demanda en todo el mundo al reabrirse las economías tras las restricciones que se habían impuesto por la covid-19.

Los precios también subieron tras la invasión rusa de Ucrania, ya que Rusia es el segundo exportador mundial de petróleo y es además el principal exportador de gas natural del mundo.

Shell reveló que el costo de su retirada de las actividades rusas de petróleo y gas fue de 3.900 millones de dólares.

Esta semana la petrolera BP también comunicó un fuerte incremento del beneficio subyacente ajustado de reposición, que en el trimestre llegó a 6.245 millones de dólares, un incremento del 137 % frente al mismo periodo de 2021, por el alza del petróleo.

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YPF también modificó precios de sus combustibles con suba de 9 % promedio

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.

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Semana de audiencias por las tarifas de luz y gas, y la segmentación de subsidios a usuarios

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.

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Axion y Shell subieron los precios de sus combustibles entre 10 y 12 %. YPF no modificó los suyos

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.

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Energía Argentina S.A. (ex IEASA)

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”.

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Genneia y 360Energy se unen para aportarun parque solar en La Antártida

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina y 360Energy, la compañía líder en desarrollo, montaje y operación de parques solares del país se combinan para que la Base Petrel, en la Antártida Argentina, cuente con un parque solar fotovoltaico. El objetivo del proyecto, es generar energía limpia para equipar y abastecer el consumo anual de la futura dotación permanente de la Base, la cual se encuentra en proceso de reactivación por parte del Comando Antártico como un futuro polo logístico en la región.
La Base Petrel se encuentra sobre rocas a 18 metros sobre el nivel del mar, al pie del glaciar Rosamaría en la rada Petrel de la Isla Dundee en el archipiélago Joinville, a unos 1.100 kilómetros de Ushuaia.
El parque estará situado junto a las instalaciones de la Base y contará con una capacidad instalada de 50 kWac. La superficie que se ocupará para la construcción será de 1000 m2 y contará con 200 paneles policristalinos. El proyecto tendrá un sistema de monitoreo remoto que se controlará desde la radioestación fija de la Base Antártica Conjunta Petrel.
Alejandro Ivanissevich, CEO de 360 Energy, destacó: “Somos dos empresas argentinas comprometidas con el país y con la transformación energética, y en ese marco es que surge esta iniciativa de apoyar la reactivación de la Base Petrel a través de la donación de un parque solar fotovoltaico que permitirá a la Base contar con energía limpia y renovable en esa región tan especial”.
“Nos llena de orgullo esta alianza junto con 360 Energy, una empresa líder en desarrollo, montaje y operación de parques solares del país, para proveer de energía renovable a la Base Petrel. Poder aportar en el desafío hacia la lucha contra el cambio climático y transición energética es nuestro principal ADN y formar parte de estos proyectos generan un valor distintivo para el cuidado del planeta”, expresó Jorge Brito, accionista de Genneia.
Dadas las condiciones climáticas del lugar, la instalación del Parque Solar Fotovoltaico en Base Petrel comenzará a partir de la campaña antártica 2023 y la construcción estará a cargo de personal del Comando Conjunto Antártico, incluyendo a las bases de hormigón que se ejecutarán en el lugar. Ingenieros responsables del proyecto de 360 Energy estarán a cargo de la supervisión y se prevé que esté operativo a partir del mes de marzo de 2023.

Acerca de 360Energy

360Energy es una de las empresas de mayor referencia en el sector solar fotovoltaico del país. Desarrolló y opera el primer parque solar de gran escala del país ubicado en la provincia de San Juan, a la vez que ha desarrollado y construido otros 10 parque solares en las provincias de Catamarca, La Rioja y San Juan con una potencia total de más de 200MWp.
360Energy se perfila como una compañía integrada de energía solar, abarcando desde el desarrollo de proyectos, su construcción, operación y mantenimiento, y pasando por la comercialización de servicios a terceros y venta de energía renovable a privados.
Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, alcanzando el 24% de la capacidad instalada de energía eólica del país y el 8% de energía solar, lo que la convierte en la número uno del sector y entre las principales generadoras más importantes de Sudamérica.
Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y supera los 866 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Actualmente se encuentra en construcción el nuevo Parque Solar Sierras de Ullum de 80 MW.
Como agentes activos de cambio, la compañía gestiona sus programas de Sustentabilidad sobre los siguientes pilares: liderazgo en energías renovables, operación respetuosa del medioambiente y aporte a la lucha contra el cambio climático, construcción de valor para las comunidades, compromiso con su gente y desarrollo de su cadena de valor.

Acerca del Comando Conjunto Antártico

La República Argentina ha estado presente físicamente en el territorio antártico desde el año 1904, donde ha desarrollado gran cantidad de trabajos de investigación científicos, ayudas y salvamentos en apoyo a otros países y ha explorado el continente blanco de forma continua y sin descanso, durante todos estos años.
En la actualidad, se encuentran emplazadas dentro del Territorio Antártico Argentino, 7 bases de ocupación permanente (con personal desplegado durante todo el año) y 6 bases

de actividad de verano (temporales), entre la que se encuentra la Base Antártica Conjunta Petrel, que a partir del año 2022 pasó a engrosar la lista de bases permanentes.
La Base Antártica Petrel fue fundada el 22 de febrero de 1967, iniciando como base naval de ocupación permanente, hasta el año 1976 que tuvo que replegarse la dotación debido a un incendio que destruyó por completo la casa alojamiento principal. Desde esa fecha hasta la actualidad, se ha mantenido como base temporal albergando grupos de trabajo de verano y científicos que llevaron adelante tareas de investigación en ese sector de la Península Antártica.
Las instalaciones de la vieja Base Petrel se emplazan sobre una planicie de material pétreo suelto, conocido como Cabo Welchness (63°28´40” latitud sur – 56°13´37” longitud oeste), único sector de la Isla Dundee no cubierta por el Glaciar Rosamaría. Dicha isla es parte del Archipiélago Joinville, ubicado al noreste de la Península Antártica.
La nueva casa se proyecta en cercanía a la ubicación de la vieja casa incendiada, sobre la planicie elevada del Cabo Welchness. La estructura se montará en forma independiente, fundando la misma mediante pilotes y columna hasta elevarla una altura promedio de 3 metros sobre el terreno natural.
La nueva infraestructura será proyectada para uso de alojamiento tipo vivienda antártica de última generación, diseñada bajo el concepto de autosustentable donde se innovará con tecnología que permita emplear las energías alternativas. Tendrá una capacidad operativa de SESENTA (60) personas de dotación permanente y ochenta (80) que se encuentren en tránsito, alcanzando una capacidad total de ciento cuarenta (140) plazas.
La edificación propuesta ocupará una superficie mínima de 1.920 m2, distribuida en dos plantas. A nivel de terreno natural ocupará una superficie estimada de 330 m2 y en el primer piso tendrá una superficie de 1.580 m2

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Funcionaros de Energía relevaron obras en Yacyretá

-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.

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Offshore: la bisagra energética para la Argentina

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.

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Inician la construcción del parque eólico marino más grande del mundo

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.

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Siglo XXI, super cambalache

Si Enrique Santos Discépolo despertara hoy, ¿que diría de este siglo XXI?

En 22 años ya fuimos testigos del ataque a las torres gemelas, de una pandemia global y ahora una guerra, aparentemente entre Rusia y Ucrania, pero que es mucho más que eso.

Quizás el Santos Discéplo de hoy, en lugar de evocar a Carnera, San Martin o a Stavisky (que curiosamente era un famoso estafador nacido en Ucrania que murió el mismo año en que el tango Cambalache fue compuesto: 1934), obtendría su inspiración para el “Cambalache del siglo XXI” en personajes como Trump, Xi Jinping, Maduro y por supuesto el mismísimo Putin.

Obviamente no voy a opinar políticamente, pero hablemos de energía y de las turbulencias por las cuales la Europa de hoy se encamina hacia un cambio (no sabemos bien cual y cuándo, pero que habrá un cambio, casi nadie duda) cuyas consecuencias seguramente llegarán hasta nuestra región.

Comencemos por decir que de los 400.000 millones de metros cúbicos de gas que la Unión Europea importaba en 2020, 152.000 millones provenían de Rusia. Es decir, casi el 40%.

El destino de ese gas puede verse en el siguiente gráfico:

No es necesario hacer un detallado anáisis para darnos cuenta de que la invasión rusa a Ucrania y el rol de los combustibles fósiles en la base estructural de la política rusa, se ha decodificado en un imperioso cambio de rumbo en las políticas energéticas de la Unión Europea.

En particular, en Alemania, del total de gas importado el 60% es de origen ruso, en Italia, representa el 40% y en el caso de Hungría, Letonia, Bulgaria o Finlandia, representa más del 80%.

En el gráfico siguiente puede verse claramente la dependencia de los países europeos del gas ruso así como las otras fuentes de suministro. Datos de 2020 en miles de millones de metros cúbicos trasnportados por cañería.

Ya en el pasado habíamos tratado el tema de las políticas europeas para la desfosilización de la matriz energética. Pues bien, estos hechos recientes no hacen mas que acelerar todo este proceso y de alguna manera ampliarlo. Es interesante analizar que hoy la Unión Europea tiene una gama mucho mas variada (comparada con crisis anteriores por ejemplo) de herramientas para desacoplarse de esa dependencia fundamentalmente debido a que las soluciones alternativas renovables o “limpias” se encuentran en un estado de madurez mucho mayor y por sobre todo, se han masificado a lo largo y ancho de muchísimos mercados.

Como condimento adicional, muchos Estados (en particular los más desarrollados) han destinado recursos adicionales a la segunda transición energética como una de las respuestas ante la crisis sanitaria desatada por causa del COVID y obviamente ante la presión de la evidencia científica de los motivos del calentamiento global.

Si vamos a las medidas concretas que se están planteando, obviamente no podemos obviar el H2 verde como la nueva vedette. Sin embargo, como ya hemos comentado en otros artículos, la entrada generalizada del H2 verde en el mercado llevará aún algún tiempo. Salvo algunos casos muy específicos basados en subsidios. Recordar que el H2 verde es más costoso que cualquier derivado de origen fósil que se quiera sustituir al día de hoy siempre que no se agreguen costos-castigo a los productos de origen fósil. Ya hemos comentado suficiente en anteriores artículos, sobre este tema, por lo que lo dejaremos de lado por un rato sin dejar de reconocer que probablemente sea la principal solución al problema.

Si embargo, hay muchas otras medidas que pueden ser aplicadas en el corto plazo y que podrían apalancar dicho desacople y que se suman al efecto “H2 verde”.

La primera (y aparentemente la más obvia) es acentuar la penetración de la generación renovable en la matriz eléctrica. Fundamentalmente la eólica y la solar deberían continuar jugando un rol fundamental, por ejemplo desplazando rápidamente el uso de gas en la generación eléctrica. Para que ello ocurra se debería acelerar radicalmente su instalación de nueva capacidad.

El programa “Fit for 55” lanzado en Julio de 2021 en la Unión Europea (que busca contraer las emisiones de gases de efecto invernadero en un 55% para 2030 ya preparando el camino para la neutralidad en carbono hacia 2050) propone medidas para adaptar la legislación de la UE en temas tan variados como Agricultura, Transporte, Energías Renovables, Eficiencia Energética, Infraestructura para combustibles alternativos, Normativa sobre emisiones, y muchísimos temas más.

Por ejemplo, declara que es posible instalar en Europa, adicionales 158 GW de energía solar fotovoltaica al 2025. Sin embargo algunas organizaciones como Solar Power Europe redoblan la apuesta e indican que sería posible agregar bastante más: 320 GW, siempre y cuando se sorteen algunos obstáculos, especialmente en el permitting de este tipo de proyectos. La infraestructura eléctrica es también un escollo a tener en consideración, pero eso no sería el mayor problema en el caso Europeo.

Un concepto similar pero con valores algo menores pero igual de significativos aplica a la energía eólica y en menor grado a la geotérmica.

Vale mencionar que si bien la situación varía muchísimo dependiendo del país europeo que se esté analizando, en general, el acceso a la tierra donde desplegar los proyectos renovables no es algo fácil en el viejo continente. Espacio no es precisamente lo que sobra en Europa.

La regulación de ordenamiento territorial, los permisos y contratos de acceso a las tierras y las limitaciones del uso de la misma para determinados fines, hacen que los valores a pagar por el uso de la superficies destino de instalaciones de generación de energías renovables, complique muchísimo el panorama. La buena noticia es que son decisiones que los gobiernos y la propia Unión Europea podría tomar en el corto plazo. Quizás mientras yo escribo esto, ya se están tomando algunas de ellas. El conflicto Rusia – Ucrania como mencionamos al principio, ha acelerado algunas tendencias.

Otra medida que puede alinearse a este fin, es la eficiencia energética a nivel industrial. Tecnologías como bombas de calor, calderas y chillers eléctricos, se encuentran hoy en un estado de madurez avanzado y a los precios del gas actuales, sus inversiones tienen un repago relativamente rápido. Obviamente que eso requiere de nuevas capacidades técnicas en la operación y en algunos casos hasta el rediseño de las plantas industriales. Pero nada que parezca un verdadero obstáculo.

El uso de bombas de calor no solo se podría aplicar en industrias sino también para calefacción en el segmento residencial (incluyendo sistemas de calefacción centralizados en pueblos o barrios) y por supuesto, comercial.

Según la Eurpean Heat Pump Association, en 2021 se instalaron casi 2 millones de bombas de calor en Europa, para 2022 se espera un crecimiento del 25% es decir, unos 2,5 millones de bombas de calor instaladas y para el 2025 unos 7,4 millones. Esto siempre y cuando se dé el necesario apoyo de políticas públicas y no sin esfuerzo claramente.

Por último, me gustaría mencionar un elemento que es clave y podría ser un catalizador fenomenal (como ya lo es entre algunos países europeos) que es la integración energética. En particular la eléctrica, permite que se aprovechen los recursos de manera eficiente según horarios, longitudes y latitudes, etc.

Claro, ustedes dirán pero justamente Alemania acaba de suspender la aprobación final del gasoducto Nord Stream 2 de 1200 km de longitud y que va desde un sitio cercano a San Petersburgo hasta el norte de Alemania y que suponía una integración energética entre esos dos países. Esto, no hace mas que confirmar que cuanto más integrados energéticamente estén los países, menos dependencia tendrán. La pregunta no es solo: con quien integrarse? Sino cuánto integrarse? Cuanto más, mejor evidentemente.

Que consecuencias puede tener esta crisis en general y en particular en nuestra región? Sin duda que Latinoamérica no será ajena a todo esto y de alguna manera también aquí se acelerarán las transformaciones. Sin embargo, tenemos una gran ventaja: las restricciones de espacio que se tienen en Europa (consecuencia de

las cuales, las regulaciones y los procesos de aseguramiento de tierras son por demás complejas, lentas y costosas y se encuentran en plena revisión), no aplican aquí. O al menos no en la mayoría de las regiones. Tenemos un continente con recursos renovables fantásticos, mucho espacio, solo falta mejorar la infraestructura y como mencionamos antes, integrarnos. Por qué no poder aprovechar el sol del norte chileno cuando en Argentina, Brasil o Uruguay esta nublado o no hay viento y por qué no poder aprovechar el excelente recurso eólico de la Patagonia Argentina durante las noches cuando en Brasil hay sequía?

Derrotado el mito de las “renovables son caras” y el de “las renovables no pueden superar el 30% de la matriz eléctrica”, solo queda intentar que nuestros países tengan reglas de juego claras y de largo plazo, las inversiones vendrán solas.Parece entonces bastante obvio que este conflicto, que nos sorprendió el pasado 24 de febrero, está teniendo consecuencias mucho más allá del drama humano y generará cambios grandes en el tema energético. Cambios que al parecer traerán alivio al único planeta en que vivimos.

* Fernando Schaich Fundador Seg Ingenieria, Vicepresidente AHK Uruguay en HnEuD

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Inician la construcción del parque eólico marino más grande del mundo

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.

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Gobernador Kicillof respaldó la construcción de Atucha III y la continuidad del Plan Nuclear

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.

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Ecopetrol venderá a Invercolsa un 51,8%

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.

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Pemex sumó ganancias por US$ 6.126 M

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.

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Guzmán analizó “agenda energética” junto a directivos de YPF

.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.

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Nuevas autoridades en la CEA. Bernardo Andrews Presidente

. 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.

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Nuevas autoridades en la CEA

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

El nuevo Presidente, 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”.

En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la elección de autoridades. De este modo, La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

Presidente: 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.

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CECHA calculó que las estaciones de servicio perdieron el equivalente a 5,5 meses de facturación

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.

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Energía dispuso un esquema que completa la provisión de gas a industrias y estaciones de GNC

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.

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BP y Kosmos Energy de EE.UU iniciaron perforación en Mauritania

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. 

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Inversión de Shell Overseas en India

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”.

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MetroGAS junto al Banco de Alimentos conectó otro comedor infantil a la red de gas natural

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 duplicó ganancias

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.

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Chevron obtuvo un beneficio de 355% en el primer trimestre

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.

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Petrobras sigue con su plan de desinversiones

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.

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Europa dividida respecto del pago en rublos por el gas ruso

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”.

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Argentina-Chile y “la integración energética en la transición”

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.

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En Buenos Aires se reactivan obras de la Planta Transformadora 25 de Mayo

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.

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Vista aumentó 29 % su producción de hidrocarburos contra el primer trimestre 2021

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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WintershallDea fortalecerá su portfolio fuera de Rusia

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 .

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IDEA:  Guzmán habló de inversiones por hasta US$ 10 mil millones para producir GNL con vistas a la exportación

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.

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Naturgy reabrió sus centros de atención presencial

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

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Naturgy reabre sus centros de atención presencial

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:

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.arUna 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

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15% subió el gas en Europa por el corte de suministro a Polonia y Bulgaria

Rusia hace efectivo el corte de gas a Polonia y Bulgaria y hace subir el precio un 15%
Gazprom no despachará hasta que no reciba pagos en rublos

El suministro de gas de Rusia a Polonia en virtud del contrato del ducto Yamal es interrumpido hoy, informó la empresa estatal de gas polaca PGNiG en un comunicado..

La disputa con Rusia arrancó cuando Vladimir Putin firmó un decreto que obligaba a los países “hostiles” (los que han aplicado sanciones, es decir la UE, EE UU, Canadá y Japón, entre otros) a pagar los suministros energéticos en rublos. Tras las primeras amenazas el martes, a primera hora del miércoles Gazprom emitía un comunicado anunciando que ha parado los flujos hasta que reciba los rublos correspondientes.

El gobierno polaco también dijo que estaba preparado para afrontar cualquier interrupción de suministro desde Rusia.

“No habrá escasez de gas en los hogares polacos”, dijo en Twitter la ministra del clima Anna Moskwa.

“Desde el primer día de la guerra, declaramos que estamos preparados para la plena independencia de las materias primas rusas”, dijo.

“Polonia tiene las reservas de gas y las fuentes de suministro necesarias para proteger nuestra seguridad. Desde hace años nos independizamos con éxito de Rusia”, añadió.

El precio mensual del gas en Europa tocó 18% con la noticia a 107 EUR/MWh a las 1500 GMT, según datos de ICE, informó SP Global. Pe

PGNiG, la empresa de Polonia que adquiere el gas, se había negado a pagar a Gazprom en rublos, tal como exigió el presidente de Rusia, Vladímir Putin, una vez que las sanciones occidentales por la guerra en Urania afectaron el pago de la energía que Moscú exporta.

Entonces, Putin advirtió que no entregaría gratis gas a Europa.

El año pasado, PGNiG importó 9,9 Bcm de gas ruso, cubriendo alrededor del 63% de la demanda, agregó SP Global.

Polonia podrá reemplazar las importaciones de gas ruso con gas noruego una vez que el gasoducto Baltic Pipe de 10 Bcm/año que conecta las redes de gas polaca, danesa y noruega entre en funcionamiento en octubre.

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Leve repunte de los metales

Los precios del cobre y otros metales básicos repuntaron ayer, animados por la esperanza de que China desencadene una oleada de gasto en infraestructuras para contrarrestar el impacto de los confinamientos por el COVID-19.

A las 1111 GMT, el cobre de referencia a tres meses en la Bolsa de Metales de Londres (LME) subía un 0,56%, a 9.915 dólares la tonelada, después de haber caído alrededor de un 7% en la última semana hasta el martes.

“No obstante, la atención se centra hoy en los comentarios que piden un impulso total de las infraestructuras en China, algo que le gusta al mercado”, agregó.

China intensificará la construcción de infraestructuras para impulsar la demanda interna y el crecimiento económico en el futuro, según informó el martes la televisión estatal.

Los comentarios del Banco Central de China, que afirmó que intensificará el apoyo a la economía real mediante una política monetaria prudente, también contribuyeron a mejorar el clima de confianza.

El contrato de cobre para mayo más activo en la Bolsa de Futuros de Shanghái cerró la jornada con un avance del 0,3%, a 73,320 yuanes.(5 dólares)

Las alzas eran limitadas por la fortaleza del índice dólar, que tocó su máximo desde marzo de 2020. Un dólar firme hace que los metales cotizados en la moneda estadounidense sean más caros para los compradores que utilizan otras divisas.

En otros metales básicos, el aluminio en la LME subía un 1,4%, a 3.106,50 dólares la tonelada; el zinc ganaba un 1,9%, a 4.263,50 dólares; el níquel avanzaba un 1,5%, a 33.565 dólares; el plomo mejoraba un 0,1%, a 2.322,50 dólares; y el estaño caía un 1%, a 40.130 dólares.Compras de crudo ruso por parte de India desde la invasión de Ucrania duplican el total de 2021

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India duplicó su compra de petróleo a Rusia

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.

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Guzmán: “Hay una oportunidad histórica para acelerar el desarrollo del sector energético”

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.

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Paritaria petrolera: adelanto de 21% en dos cuotas y retoman negociaciones en julio

. 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.

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TGN nuevamente en el índice de sustentabilidad BYMA

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

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EE.UU aumentará producción de hidrocarburos

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”

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El ENRE informó situación de las concesionarias. Pide avanzar con acuerdos de transición tarifaria

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.”

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MEGSA-CAMMESA: 13 MMm3/día adicionales de gas para la primera mitad de mayo. PPP US$ 4,41

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.

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YPFB le generó a Tarija una renta de US$ 5.824 millones

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.

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El oro retrocedió 1,3%

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.

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Reino Unido impulsa la extracción de una mina de carbón profunda

El secretario de Estado para Nivelación, Vivienda y Comunidades del Reino Unido, Michael Gove, podría aprobar el lanzamiento de la primera mina de carbón profunda del país en tres décadas.

Se trata de la mina Woodhouse Colliery que tiene carbón en dos vetas principales, que incluyen Bannock Band y Main Band.

Ubicada cerca de Whitehaven, West Cumbria (Reino Unido), la mina subterránea de carbón metalúrgico Woodhouse Colliery está siendo desarrollada por West Cumbria Mining (WCM).

La aprobación de la mina de carbón profunda, a pesar de la oposición de los activistas climáticos, ayudaría al país a reducir su dependencia del carbón ruso tras la invasión de Ucrania por parte de Moscú.

El consejo del condado de Cumbria aprobó inicialmente el plan para Woodhouse Colliery.

Sin embargo, los activistas se opusieron a la aprobación de la mina, lo que resultó en el lanzamiento de una investigación por parte de los ministros en 2021 antes de la conferencia sobre cambio climático Cop26.

Gove, que recibió un informe sobre la mina de la Inspección de Planificación del Reino Unido a principios de este mes, tiene hasta el 7 de julio de 2022 para decidir sobre el proyecto.

Una fuente del partido Tory le dijo a The Sunday Telegraph que “no lo sé con certeza, pero tengo la impresión de que lo aprobará”.

“Hasta hace poco, Rusia suministraba casi la mitad de todo el carbón siderúrgico de Gran Bretaña junto con otras importaciones de larga distancia”, señaló WCM en un comunicado de prensa.

“La decisión de apoyar el proyecto WCM ayudará a reducir la necesidad de importar carbón extranjero, cumplirá con la agenda de nivelación para Cumbria y apoyará a las siderúrgicas británicas con una nueva materia prima crítica local y confiable”.

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El 97 % de las industrias cerraron contratos por gas a precios de entre 3,31 y US$ 4,90 el MBTU

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”.

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Chubut reclamará la recomposición de regalías hidroeléctricas

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.

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La demanda promedio país de electricidad bajó 1,5% en marzo, luego de once meses de subas

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.

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El ENRE finalizó Veeduría Técnica sobre EDESUR por los cortes del verano 2022

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.

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Producción récord de crudo y gas no convencionales en marzo

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.

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Europa afrontaría una“brutal” recesión sin el gas ruso, aseguran en Hungría

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.

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Biden decidió liberar de sus reservas 30 millones de barriles de petróleo

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.

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Energía declaró ilegal operaciones de Navitas Petroleum en Malvinas

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”.

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Fernández pidió a sus funcionarios encarar “cuanto antes” el Gasoducto Tratayén-Salliqueló

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.

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La AOG PATAGONIA 2022 se realizará en el mes de agosto en Neuquén

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

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La Expo Red YPF convoca a las estaciones de servicio de todo el país

El 4 y 5 de mayo en Buenos Aires se realizará la segunda edición de Expo Red YPF, la exposición nacional del principal retail de combustibles y tiendas de conveniencia del país junto a su cadena de valor. La exposición es organizada por la Asociación que nuclea a los Operadores privados de YPF (AOYPF) y se alineará a la orientación estratégica que propone la petrolera nacional para sus negocios de comercialización minoristas.
 
El evento convoca a una Red de más de 1.500 estaciones de servicio y se desarrollará en dos jornadas donde más de 80 empresas proveedoras, líderes en sus sectores, darán a conocer las tendencias y tecnologías que innovarán los puntos de abastecimiento de combustibles de Argentina.

Además, YPF expondrá sobre el presente y futuro de los servicios que ofrecen sus estaciones en el denominado “Espacio YPF”, haciendo foco en el Plan de Transformación emprendido por la petrolera en el año 2021.

La EXPO RED YPF será un evento orientado al futuro de la red de estaciones más grande del país y permitirá impulsar los proyectos de inversión que tiene el sector, que actualmente emplea a más de 27.000 personas con inversiones planificadas entre 2022 y 2023 de más de 20.000 millones de pesos. Estas inversiones buscarán avanzar en la primera etapa del plan de transformación impulsado por YPF para su red minorista, que se basa en la ampliación y modernización de equipamientos, infraestructura, tecnología, imagen, medios de pago, tiendas de conveniencia y playas.

En sus stands corporativos, las empresas proveedoras participantes presentarán ofertas exclusivas de productos y servicios tomando contacto directo con los Operadores de YPF que se acercarán desde las 24 provincias, en un encuentro comercial y de negocios.

La exposición reunirá por segunda vez a la Red de YPF junto a los demás actores que intervienen en el negocio de la comercialización de sus productos y servicios: proveedores y distribuidores de equipamientos e insumos, la industria alimentaria, los medios de pago, entidades financieras, procesadoras, y con representantes de distintas áreas del Estado y la participación de los principales referentes de YPF SA.

Ya han confirmado su participación firmas como Scania, Banco Nación, Red Link, Fiserv, Coca-Cola, Aspro, Prosegur; Empresas centradas en el negocio de estaciones de servicio como Gilbarco, Aoniken, Foca software, Aryes, PGS; Marcas reconocidas que abastecen a la red YPF Full como British American Tobacco, Potigian, Molino Cañuelas, 5 Hispanos y Not-Co, entre otras.

El registro gratuito puede realizarse en www.exporedypf.com.ar incluyendo la participación de los paneles y plenarios, y tarifas especiales en alojamiento para los visitantes del interior del país.

¿Qué? Segunda edición de Expo Red YPF la exposición nacional de energía y negocios
¿Cómo? Más de 80 expositores en 2 pabellones. “Espacio YPF” con presentaciones sobre el futuro de la red.
¿Cuándo? 4 y 5 de mayo. 4 de mayo: 10:00hs a 17:00hs – 5 de mayo: 10:00hs a 16:00hs
¿Dónde? Arenas Studio, Ciudad Autónoma de Buenos Aires
¿Por qué? Porque es la red de comercialización retail más grande del país, que invertirá más de $20.000 millones de pesos entre 2022 y 2023

Más información:  www.aoypf.org – info@aoypf.org – 011 4331 1675

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CEPH-CEOPE: Negociaciones paritarias continúan el martes 26 en Trabajo

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”.

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CEA: La energía eólica reducirá en US$ 3.250 millones la necesidad de importar combustibles este año

“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.

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Martínez analizó con la UIA y productoras de gas la situación de provisión para el invierno

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).

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Prorrogan hasta 2041 la concesión offshore del Estado Nacional en la Cuenca Marina Austral

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.

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Argentina activará el proyecto Josémaría

Se trata del proyecto Josemaría. “Esto es más trabajo y más estabilidad para todos y todas”, dijo el subsecretario de Minería, Andrés Vera. El gobernador Sergio Uñac destacó que “generará más de 4.000 puestos de trabajo durante la etapa de construcción, siendo una de las inversiones más grandes del país”.

El subsecretario de Minería, Andrés Vera, destacó que el país “volverá a producir cobre” a partir de una inversión de “más de US$ 4.000 millones” en la provincia de San Juan para explotar el proyecto Josemaría.

Del mismo modo, el secretario de Política Tributaria, Roberto Arias, consideró una “extraordinaria noticia” la aprobación del gobierno sanjuanino de la Declaración de Impacto Ambiental para el comienzo de la etapa de explotación de la mina Josemaría.

“Comienza la explotación de un nuevo proyecto minero con un potencial gigantesco. Generará empleo privado de calidad, trae divisas al país muy necesarias y recursos al fisco provincial y nacional”, subrayó Arias.

Por su lado, el gobernador sanjuanino, Sergio Uñac, subrayó que “este importante proyecto minero generará más de 4.000 puestos de trabajo durante la etapa de construcción, siendo una de las inversiones más grandes del país”.

El gobierno sanjuanino aprobó el lunes la Declaración de Impacto Ambiental para el comienzo de la etapa de explotación de la mina.

Josemaría es un proyecto minero de cobre y oro localizado en el departamento Iglesia, a 410 kilómetros de la ciudad de San Juan y a 10 kilómetros del límite con Chile.

El proyecto, del canadiense Grupo Lundin, cuenta con recursos por 6,7 millones de libras de cobre, 7 millones de onzas de oro y 31 millones de plata, y una vida útil del yacimiento estimado en 19 años.

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Energía con gobierno e industriales de Córdoba por el 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.

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Energía dispondrá esquema excepcional para los precios del bioetanol a base de maíz

– 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.

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Se convocó a las Audiencias Públicas por tarifas de luz y gas, y la segmentación de subsidios

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.

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Energía, Agricultura y directivos de refinerías analizaron la situación del abasto de combustibles

La situación operativa de las refinerías de petróleo del país, los niveles de producción y de importación de combustibles,  su distribución, y la evolución de la demanda, fueron los temas analizados durante una reunión convocada por la Secretaría de Energía de la Nación, con la participación, además, del Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca.

Del encuentro participaron el Secretario de Energía, Darío Martínez, el Ministro de Agricultura, Julián Domínguez, la subsecretaria de Transporte Automotor, Laura Labat, y representantes de las refinerías YPF, Raízen, Pan American Energy, y Trafigura, comunicó la Secretaría.

En la reunión, que tuvo lugar en Energía, las refinerías expusieron ante los funcionarios sobre la provisión de combustible del primer trimestre del año y el plan a seguir para los meses de mayo y junio.

El secretario de Energía resaltó que “necesitamos que las refinerías produzcan al 100 por ciento de su capacidad”. Además, solicitó que “todas las semanas, cada una de las empresas, nos presenten un informe detallado de los volúmenes de producción, importación y distribución”.

Por su parte, los representantes de las refinerías expusieron ante el Secretario y el Ministro “los datos del primer semestre, y resaltaron que debido a la reactivación económica hay un aumento de demanda que supera todos los registros históricos, y que por esa razón la totalidad de flota de camiones disponibles se encuentran abasteciendo la distribución”, describió Energía .

Desde las refinerías también manifestaron al Ministro Domínguez que está garantizado el abastecimiento de combustible para el sector agropecuario. Además, detallaron que se vienen batiendo récords tanto en la demanda de combustible como en la producción, y que se encuentran despachando volúmenes históricos.

“Durante el mes de febrero de este año, la demanda de gasoil creció 18 % interanual, lo que representa un 8.8 % más que el promedio 2018-19 para el mismo mes. En cuanto a la venta de nafta al mercado, la misma creció un 13.4 % en comparación a febrero del 2021, lo que marcó también una suba del 3.6 % con respecto al promedio 2018-2019 para dicho mes”, se describió.

De la jornada de trabajo participaron el CEO de YPF, Sergio Affronti; el director de Transporte de Cargas, Juan Manuel Escudero; el secretario de Planificación de Transporte, Gastón Jaques; la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla y director nacional de Refinación y Comercialización, Daniel Rigou.  Además, estuvieron presentes, Pablo Abiad de Pan American Energy; Hernán Momo de Raizen; Enrique Levallois y Agustín Rebello de YPF y Rodrigo Turienzo de Trafigura

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Excelerate Energy anunció el precio de su oferta pública inicial de acciones

 Excelerate Energy, Inc. anunció el precio de su oferta pública inicial de 16.000.000 de acciones ordinarias de clase A, a un valor al público de US$ 24 por acción.  Los suscriptores gozarán de una opción de 30 días para adquirir de determinados accionistas vendedores un adicional de 2.400.000 de acciones ordinarias clase A al precio de la oferta inicial, menos descuentos y comisiones.

Las mencionadas acciones se esperan comiencen a cotizar en la Bolsa de Nueva York el 13 de abril de 2022, con el símbolo "EE". Está previsto que la oferta se cierre el 18 de abril,  sujeta a las condiciones habituales para este tipo de operaciones.

Excelerate espera recibir órdenes netas por aproximadamente US$ 361.9 millones, después de deducir los descuentos de suscripción y comisiones correspondientes y excluyendo cualquier ejercicio de opción por parte de los suscriptores para adquirir participaciones adicionales.

Barclays, J.P. Morgan y Morgan Stanley son los gestores conjuntos principales de la oferta, en tanto Wells Fargo Securities es el coordinador del libro de ofertas. SMBC Nikko, Raymond James, Stephens Inc., Tudor, Pickering, Holt & Co., and BOK Financial Securities, Inc. ejercen también como cogestores de la oferta.

El día 12 de abril la US Securities and Exchange Commission dictaminó como procedente una declaración de registro relativa a estos valores. La oferta se realiza únicamente por medio de un prospecto y podrán obtenerse copias del folleto final -cuando estén disponibles- de las siguientes fuentes:

· Barclays Capital Inc., c/o Broadridge Financial Solutions, 1155 Long Island Avenue, Edgewood, NY 11717, por teléfono al +1 (888) 603-5847, o por correo electrónico a barclaysprospectus@broadridge.com;

· J.P. Morgan Securities LLC, Attention: Broadridge Financial Solutions, 1155 Long Island Avenue, Edgewood, NY 11717, por teléfono al +1 (866) 803-9204, o correo electrónico a prospectus-eq_fi@jpmchase.com

· Morgan Stanley & Co. LLC, Attention: Prospectus Department, 180 Varick Street, 2nd Floor, New York, NY 10014 por correo electrónico a prospectus@morganstanley.com.

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

 Excelerate ofrece una gama completa de servicios de GNL, desde unidades de almacenamiento flotante y regasificación hasta el desarrollo de infraestructura marina y el apoyo logístico para el suministro de GNL a través de su negocio de comercialización y transporte hasta el suministro de energía. Con sede en The Woodlands, Texas, Excelerate tiene presencia global con equipos en Abu Dhabi, Amberes, Boston, Buenos Aires, Chattogram, Dhaka, Dubai, Manila, Río de Janeiro, Singapur y Washington DC.

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Naturgy continua ampliando su red de estaciones de carga de GNC

Naturgy suma 3 estaciones de carga de GNC a la red de su marca, ampliando a 14 los establecimientos ubicados en su área de concesión.

Las nuevas estaciones se encuentran situadas en : Avenida Dr. Marcos Paz 1222 (Esq. San Luis) en la localidad de Marcos Paz; Avenida Brigadier J. M. de Rosas 23887 en Virrey del Pino, La Matanza; y en Otero 3902 (Ruta 21) en Pontevedra, partido de Merlo.

Las estaciones de GNC ya existentes de bandera Naturgy están emplazadas en Mercedes, Tres de Febrero, La Matanza, Merlo, Los Cardales, Gral. Rodríguez, José Ingenieros, Morón, Villa Lynch y Jáuregui, detalló la Compañía.

Es importante destacar que el GNC, la alternativa sustentable para los combustibles líquidos, genera un menor impacto en el medio ambiente y además es un combustible más económico.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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

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Pampa Energía cerca de los 11,4 MMm3/día. Sumará producción al gasoducto Tratayén -Salliqueló

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin,  destacó que  “nos llena de orgullo que gracias al esfuerzo inversor que hicimos en los últimos años, en 2022 aumentamos en un 60 por ciento nuestra producción de gas, y estamos invirtiendo para crecer aún más cuando esté listo el nuevo gasoducto”, en referencia al troncal Tratayén-Salliqueló (Presidente Néstor Kirchner).

Puntualizó además que  “el incremento de producción de este invierno le permite al país ahorrar cerca de 900 millones de dólares” en importaciones de GNL.

Pampa Energía alcanzará un récord de 11,4 millones de metros cúbicos diarios en 2022. El yacimiento El Mangrullo, ubicado a 50 kilómetros de Cutral Có y Plaza Huincul, en Neuquén, es uno de los principales activos de la compañía y la pieza clave para que Pampa pueda aumentar significativamente su producción de gas.

Allí se están realizando 20 nuevos pozos y la construcción de la nueva planta de tratamiento de gas, entre otras obras, en las que trabajan más de 800 personas a diario. 

Pampa destacó que el Plan Gas.Ar ha sido fundamental para el desarrollo y el crecimiento que ha tenido el yacimiento en los últimos dos años. En ese plazo, tuvo un incremento del 50 % y para el invierno espera un pico de producción que duplicará la producción previa al Plan.  

Además, se indicó, Pampa Energía sigue trabajando de manera sostenida y ya está realizando inversiones para incrementar su capacidad de tratamiento y transporte del gas. Una vez que entre en servicio el nuevo gasoducto troncal, podrá dar un nuevo salto en la producción y ofrecer volúmenes incrementales de gas. 

Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de la compañía, destacó que “el nuevo gasoducto va a permitir eliminar la mayor restricción al crecimiento de la producción. Tanto Pampa, como las demás empresas, podrán tener mayores niveles de actividad, las provincias tendrán mayores regalías y sería un gran alivio a la balanza comercial del país”.

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

 

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Camuzzi activó el suministro de gas natural en General Villegas

La distribuidora de gas Camuzzi habilitó formalmente la obra que le permitirá a General Villegas abastecerse con gas natural, informó la Compañía.

Se trata de un desarrollo que demandó una inversión de $ 1.300 millones, contempló la incorporación de 53 kilómetros de cañería, 2 estaciones reguladoras de presión (ERPs), como así también la reconversión de todos los artefactos que se encontraban instalados en los distintos hogares de la ciudad, a fin de que puedan ser utilizados con el nuevo fluido.

Hasta el momento la ciudad se abastecía con camiones de transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP), una logística que había limitado su desarrollo y que imposibilitaba la incorporación de nuevos usuarios al servicio.

El presidente y director corporativo de Camuzzi, Jaime Barba, destacó al respecto que “estamos orgullosos de haber podido concretar esta obra tan importante para General Villegas. Fueron muchas las reuniones que hemos mantenido a lo largo de todo este tiempo pensando la mejor manera para que el gas natural finalmente llegue. Y hoy, aquel sueño que parecía tan lejano es una realidad concreta, que traerá más trabajo, desarrollo y un mayor crecimiento para las economías regionales”.

A partir de la habilitación de esta obra, 4.500 familias de General Villegas podrán incorporarse al servicio, además de industrias y estaciones de GNC, lo que implicará un crecimiento sostenido de la ciudad a largo plazo, se describió.

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo con sus operaciones el 45 % del territorio del país.

Con un sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 50.000 km lineales, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

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Basualdo afirmó que “el Estado Nacional apuesta al crecimiento del sector nuclear argentino”

 

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, afirmó que “el Estado Nacional apuesta al crecimiento del sector nuclear y a consolidar los proyectos 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 declaración se dio en el marco de una recorrida por el  Complejo Nuclear Atucha (en la localidad bonaerense de Lima, partido de Zárate) que el funcionario de Energía realizó invitado por el  Directorio de Nucleoeléctrica Argentina y sus pares de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

Junto con autoridades nacionales, municipales, provinciales, sindicales y empresariales, visitaron la central nuclear Atucha II y recorrieron la obra del reactor CAREM, al tiempo que se describió el estado del Plan Nuclear Argentino.

El presidente de la NA-SA, José Luis Antúnez, el vicepresidente Jorge Sidelnik y los directores Gabriel Barceló, Isidro Baschar y Alejandro Estévez, recibieron a los invitados en el Auditorio de Ingeniería de Atucha.

Antúnez y la titular de la CNEA, Adriana Serquis estuvieron a cargo de la presentación de la visita de la que participaron más de 100 autoridades de diferentes sectores clave. Durante el encuentro Antúnez aseguró que “la industria nuclear está aquí para quedarse”, y que “es una industria de base, estable y necesaria”.

“Atucha II va a tener una vida útil de 90 años. 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”, indicó el presidente de Nucleoeléctrica.

Antúnez afirmó: “lo más importante para nosotros es que los proyectos tengan el máximo contenido nacional posible, que produzcan empleos locales y que tengan un Sistema de Gestión Ambiental incorporado desde el diseño”.

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.  La potencia instalada total de sus tres plantas es de 1.763 MW y la cantidad de trabajadoras y trabajadores directos de la empresa es de 3.000.

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 empresa también está a cargo  de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sás 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.

LA CONSTRUCCION DE ATUCHA III

 En cuanto a los proyectos nucleares establecidos, 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. El proyecto supone una inversión de US$ 8.300 millones y permitirá incrementar en más de 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.

El contrato establece que la construcción de la Central será financiada en un  85 % por China, pero en las últimas semanas trascendió que habría gestiones en procura de acordar su financiamiento total, habida cuenta de las restricciones que padece la economía argentina.

Sobre esta cuestión también circularon versiones acerca de que dicho financiamiento podría verse impedido como consecuencia de condicionamientos surgidos del acuerdo por el refinanciamiento de la deuda de Argentina con el FMI, referidos al uso de monedas alternativas al dólar estadounidense.

“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”, refirió NA-SA.

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, entre muchos otros desafíos. 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.

EXTENSION DE VIDA DE ATUCHA I

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

Del encuentro y la recorrida al  Complejo Nuclear participaron el secretario de Municipios de la Nación, Avelino Zurro,  la ministra de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, Daniela Villar, y los diputados nacionales Agustina Propato y Lisandro Bormioli.

También,  el secretario general de la Unión Obrera Metalúrgica (UOM), Abel Furlán, el secretario general de Luz y Fuerza, Guillermo Moser, el secretario de la Unión Obrera de la Construcción Argentina (UOCRA) de Zárate, Julio González y el secretario general de Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía Eléctrica (APUAYE), Jorge Casado, entre otros.

Además, participaron los intendentes de Zárate Osvaldo Cáffaro, de Carmen de Areco Iván Villagrán, de San Pedro Ramón Salazar, de Baradero Esteban Sanzio, de San Andrés de Giles Miguel Gesualdi; el senador provincial Facundo Ballestero, el gerente general de CAMMESA, Sebastián Bonetto y directivos de la Unión Industrial de la Provincia de Buenos Aires (UIPBA). 

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MEGSA-CAMMESA: 8 ofertas por 11 MMm3/día hasta fin de abril. US$ 2,90 (ppp)

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

El MEGSA recibió 8 ofertas por un total de 11 millones de metros cúbicos diarios y el precio promedio ponderado fue de 2,90 dólares el millón de BTU.

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

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 18 y el 30 de abril, inclusive.

Del total ofertado, 6,5 millones de m3/día serán suministrados desde la cuenca neuquina. Se trata de 4 ofertas con precios que van desde 2,81 hasta 3 dólares el MBTU.

Otros 2,5 millones de m3/día correspondieron a 2 ofertas desde Tierra del Fuego con precios de 2,77 y 2,81 dólares el MBTU. Desde Santa Cruz y desde Chubut se concretaron 1 oferta por 1 millón de m3/día en cada caso, con precios de 2,83 y 2,88 dólares el MBTU, respectivamente.

Cabe referir que en la subasta que el MEGSA realizó para suministros de gas en la primera quincena de abril se habían recibido 10 ofertas por un total de 13,5 millones de m3/día y un precio promedio ponderado igual al de esta última licitación.

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CADIEEL advierte al gobierno de Jujuy por una licitación que excluye a la industria nacional

·         Se trata de una de las licitaciones más importante para la provincia ya que pretende adquirir 53.000 luminarias de alumbrado público. Pero los requisitos del pliego excluyen a las empresas nacionales ya que los mismos no son requerimiento contemplados por las normas IRAM.

Desde la Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (CADIEEL) solicitaron al Ministro de Infraestructura y Servicios Públicos de Jujuy, Carlos Stanic, la revisión del pliego de Licitación Pública 1/2022 Adquisición de luminarias de tecnología LED – PLAN PROVINCIAL “JUJUY ILUMINADA”.

El pliego referido “presenta requerimientos técnicos no contemplados en las normas IRAM, (normas que regulan y determinan las características que deben tener las luminarias para velar por la seguridad de los usuarios, consumidores y, en este caso, ciudadanos). Así, ninguna empresa de la industria luminotécnica nacional podría acceder y ganar la licitación ya que no presentan en sus productos dichas características”, señaló la entidad.

La capacidad de la industria luminotécnica nacional se respalda en el informe sectorial realizado por el INTI a fines del año último a pedido del Ministerio de Desarrollo Productivo.

Al respecto, José Tamborenea, Presidente de CADIEEL, expresó: “Este informe corrobora la capacidad de producción de las fábricas nacionales, tanto en cantidad como en tecnología, para abastecer la demanda nacional de 4 millones de luminarias incluidas en la ¨Propuesta CADIEEL para el Ahorro de Energía eléctrica, basado en la Eficiencia de la tecnología LED y el desarrollo innovador y sustentable de las PyMEs industriales nacionales¨. A la fecha, la industria nacional ya fabricó más de 1,5 millones de unidades de luminaria de alumbrado público con tecnología LED”.

Además, refirió la Cámara, “es importante resaltar que en el año 2018 se sancionó en nuestro país la Ley de Compre Argentino y Desarrollo de Proveedores, que otorga a los proveedores nacionales prioridad en las compras públicas y promueve procesos de transferencia tecnológica a favor de las empresas locales. Pero, hasta la fecha, la provincia de Jujuy no se adhirió a la ley”.

En detalle, el pliego solicita a las empresas oferentes protección Clase II para la luminaria, el driver y el protector de transitorios. Desde CADIEEL informan que la seguridad de una instalación depende fundamentalmente de la puesta a tierra y que la Clase II de la luminaria o sus partes no disminuye el riesgo de electrocución en caso de una falla de aislación de la luminaria, del cableado interno de la columna o del tablero de conexión en caso de una mala calidad de la puesta a tierra.

La Clase de aislación de la luminaria no reemplaza la deficiencia de la puesta a tierra en cuanto al riesgo de electrocución. Más aún, de no existir una buena conexión a tierra la función del protector de transitorios queda anulada, cortándose la vida de los productos, se puntualizó.

“Tal vez, este punto, pueda ser una de las causas de por qué no se presentaron el resto de las empresas nacionales, disminuyendo así la cantidad de oferentes, que con la debida difusión y el momento que se transita, hubiera recibido la Provincia de Jujuy, una gran variante de ofertas para ser consideradas”, refiere CADIEEL al gobierno jujeño.

Por otro lado, agregó la entidad, no debemos olvidar el “Plan de Alumbrado Eficiente”, que lanzó oportunamente el Ministerio de Energía. Este buscaba impulsar la industria nacional que alcanzaría 16 mil puestos de trabajo (4 mil directos y 12 mil indirectos) y la migración del 70 % de capacidad ociosa a 3 turnos productivos, promover el consumo responsable de energía eléctrica gracias al ahorro de 2,4 millones de MW al año (lo que equivale a la generación anual de la central térmica “Costanera” de 600 MW) y generar beneficios al entramado económico del país a través del ahorro de divisas por US$ 2.000 millones en el sector de alumbrado público.

Desde CADIEEL advertimos la importancia considerar a la industria nacional como participes necesarios para el crecimiento del país, lo que incluye ser parte de las obras públicas y, por tanto, el armado de los pliegos de licitación y los requerimientos técnicos necesarios. En este caso particular, los mismos no están contemplados en los requerimientos IRAM que regulan a los productos de la industria nacional”, señaló Tamborenea.

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Genneia invertirá US$ 200 millones en parques eólico y solar que totalizan 163,5 MW

Genneia anunció que en la última licitación del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), obtuvo prioridad de despacho de dos nuevos parques generadores, uno solar y el otro eólico, cuya construcción implicará sumar 163,5 MW a su portfolio de energías limpias.

Los dos nuevos proyectos anunciados son el parque solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada, ubicado en la Provincia de San Juan; y el parque eólico La Elbita, de 103,5 MW de capacidad instalada, ubicado en la Ciudad de Tandil, Provincia de Buenos Aires.

Genneia, que ya opera 866 MW eólicos y solares y que se encuentra construyendo el nuevo proyecto solar Sierras de Ullum en San Juan, con 80 MW de potencia, logrará superar los 1.100 MW de capacidad instalada renovable.

Con el objetivo de continuar creciendo en la participación y proyección de las renovables en la matriz energética argentina, la compañía lleva invertidos, en 5 años, 1.200 millones de dólares en proyectos renovables, y sumará ahora inversiones adicionales por 200 millones de dólares para el desarrollo de La Elbita y Tocota III, indicó la Compañía.

Sl respecto, el CEO de Genneia, Bernardo Andrews, declaró “estamos muy orgullosos de continuar liderando el mercado renovable en Argentina y que la energía solar y eólica aumenten su protagonismo en la matriz energética”.

“La adjudicación de La Elbita y Tocota representa nuevas inversiones, más trabajo argentino, y un mayor ahorro de divisas netas para el país”, agregó. La realización de estos dos nuevos proyectos se proyectó para el 2023.

El directivo sostuvo que “a través del compromiso y la innovación, continuamos colaborando para que Argentina pueda cumplir con sus objetivos de descarbonización y de transición energética”.

En esta línea, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, conformado por 222 MW de energía solar y 887, 5 MW de energía eólica, repartidos en 11 parques ubicados en todo el país. “De este modo se consolida como la empresa número 1 en generación de energías renovables, y como referente del mercado corporativo que se encuentra cada vez más competitivo y se ha convertido en el principal pilar de crecimiento del sector”, se puntualizó.

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, alcanzando el 24 % de la capacidad instalada de energía eólica del país y el 8 por ciento de la energía solar.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y supera los 866 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en San Juan.

En la actualidad se encuentra en proceso de construcción el nuevo Parque Solar Sierras de Ullum que tendrá una capacidad instalada de 80 MW, cuya entrada en operaciones será a fin de este año.

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En abril YPF suma más gasoil al mercado

YPF aumentó su oferta de gasoil en el mercado para mejorar la situación de abastecimiento en el país. En la primera semana del mes, entregó casi 8 millones de litros por encima de lo planificado, lo que representa un 27 % más que en 2019 y 30 % más respecto al año pasado.

La Compañía comunicó que “además, se compromete a aumentar un 10 % su oferta de gasoil en el mes de abril respecto al mismo mes de 2019”. Como forma de complementar este aumento de la producción local, YPF va a sumar 150 millones de litros de gasoil importado antes de fin de mes, y 100 millones de litros durante la primera quincena de mayo.

“Este enorme esfuerzo de producción e importación está acompañado por el funcionamiento de la cadena logística a su máxima capacidad. Los despachos de combustibles en los primeros días del mes son superiores a la media y a los valores históricos”, destacó.

Asimismo, YPF puntualizó que “está facilitando a la competencia combustible para cubrir los faltantes puntuales colaborando en una solución integral del problema de bastecimiento”.

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Energía: Guzmán gestionó en Brasil suministro electricidad. Martínez destacó acuerdo con Bolivia

El ministro de Economía, Martín Guzmán, junto al embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, negociaron y acordaron con el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque que ese país vecino “garantizará la energía eléctrica necesaria para los meses que van de mayo a septiembre”, comunicó el Ministerio. 

“Lo que logramos con Brasil y Bolivia le da a la Argentina mayor certeza y tranquilidad en el campo energético”, enfatizó Guzmán al terminar la bilateral en San Pablo.

La provisión de energía eléctrica no demandaría erogación en pago de tal suministro ya que se realizaría bajo el esquema de intercambio compensado (electricidad por electricidad) que rige entre los dos países desde hace no menos de diez años.

Así, se estableció el período de ingreso eléctrico a la Argentina, y luego habrá reciprocidad en los meses de menor demanda local.

Aunque la región de la Cuenca Paraná-Iguazú aún está afectada por una prolongada sequía, en los dos últimos meses las centrales hidroeléctricas de Brasil están recuperando el nivel de sus embalses por mas lluvias estacionales, lo cual le permitirá generar más electricidad por esta vía e incluso reducir su demanda de gas a Bolivia. En Argentina cruzan los dedos y esperan que esto, a su vez, permita a Bolivia mejorar el suministro del fluído a nuestro país.

Previo a dicha reunión, el ministro de Economía y Scioli se reunieron con más de 200 empresarios y Guzmán expuso sobre las oportunidades de inversión en energía que ofrece la Argentina y también el potencial en otros sectores estratégicos

Economía destacó que en el encuentro con el ministro Albuquerque, el funcionario “garantizó que Brasil pondrá a disposición de la Argentina el volumen de energía eléctrica necesaria en los meses de mayo a septiembre. Contar con mayor suministro permite liberar gas para otros usos”, puntualizó.

Durante la reunión también se trabajó sobre la agenda energética bilateral y en mejorar la integración energética entre ambos países, se indicó. Argentina está en disposición de exportar gas natural producido en Vaca Muerta a Brasil y para ello diseñó la prolongación, en una segunda etapa, del gasoducto troncal que construirá entre Tratayén (Neuquén) y Salliqueló  (Buenos Aires), para llegar a Santa Fe y empalmar con el GNEA.  

Guzmán agregó “es un paso muy importante el que dimos. Brasil va a garantizar la seguridad energética en la Argentina. Esa fue la definición más importante con efecto inmediato en la certeza en nuestra economía”.

En esta línea, Guzmán explicó que este anuncio, junto al entendimiento con Bolivia vinculado al suministro de gas, “nos dan un horizonte para este año de mucha mayor certeza en el campo energético y la posibilidad de dar más previsibilidad sobre la posibilidad de satisfacer la demanda”.

Por su parte, Scioli enfatizó “que Brasil garantice la seguridad energética argentina enviando electricidad en la medida que lo necesite entre mayo y septiembre es un objetivo cumplido para el trabajo coordinado que desde la embajada venimos realizando  junto con el Ministro Guzmán frente a las autoridades brasileras”.

Por otra parte, y con referencia al Acuerdo con Bolivia para la provisión de gas natural a la Argentina durante el próximo invierno, el Secretario de Energía, Darío Martínez,  consideró que “es un paso adelante, con volúmenes y precios muy convenientes para el país”. “Este acuerdo, de por si muy bueno, resalta más aún en el contexto internacional de incertidumbre, escasez y precios exorbitantes de la energía”, agregó.

“Con la intervención directa del Presidente (Alberto Fernández), en diálogo directo con las autoridades bolivianas, se logró encauzar una negociación, compleja, que estaba trabada, con volúmenes para este invierno inferiores hasta 50 % de  los que finalmente se acordaron”, describió.

El Secretario de Energía destacó que “a la producción récord de gas que hoy tenemos, le sumamos con este acuerdo volúmenes adicionales de gas cierto y a precio cierto, que de otra forma, hubiéramos tenido que importar, ya sea GNL o gasoil, a precios descontrolados”.

Martínez afirmó que “el precio promedio que se acordó es altamente conveniente para el país, ronda los  US$ 12.18 el MMbtu, cuando el precio internacional del GNL mas que lo triplica y el del gasoil, mas que lo duplica”.

“Es una buena noticia para el país, para los Argentinos en general, para el cuidado de nuestras reservas del BCRA, y para el plan fiscal de nuestro Gobierno”, expresó Martínez, y agregó que “calculado al  precio promedio ponderado obtenido, los volúmenes adicionales conseguidos en este acuerdo  permitirán un ahorro aproximado de US$ 769 millones, y reemplazarán unos 14 barcos de GNL”.

El Convenio, que perfeccionarán YPFB y IEASA, establece que la empresa boliviana proveerá 14 millones de metros cúbicos diarios de gas firmes durante los meses de este invierno, dando prioridad a la Argentina por hasta 18 Millones de m3/día en total para el período Mayo a Septiembre 2022.

Los precios del gas a aplicar a este acuerdo tendrán un esquema por el cual, Argentina pagará el actual precio vigente en la adenda 2021, (actualmente entre 7 y 9 dólares el millón de BTU) por un primer volumen de hasta 8 a 10 millones de metros cúbicos; mientras se pagará US$ 19.8 el millón de BTU por el resto del gas  (precio base, hoy 9 dólares, más 10,5 % del Brent), lo que arroja un precio promedio ponderado de US$ 12.18 MMbtu por el tramo firme del acuerdo.

Martínez resaltó que “los volúmenes acordados permiten garantizar la fluidez del sistema en todo el norte del país, dando certeza a toda la demanda”.

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Bolivia abastecerá a la Argentina no menos de 14 MMm3/día de gas natural. Precio Promedio Ponderado de US$ 12 dólares

Por Santiago Magrone

El gobierno del Estado Plurinacional de Bolivia aseguró a su par de la Argentina el suministro de gas natural en un volumen diario de 14 millones de metros cúbicos, similar al entregado en 2021, al tiempo que sostuvo que en la medida en que consiga ir incrementado su producción de este insumo energético priorizará entregas adicionales al mercado argentino.

Los precios de este gas varían desde 7 hasta 18 dólares el millón de BTU, según los volúmenes entregados, en base a una fórmula de ajuste trimestral.

La confirmación de este volumen diario, que ingresará por el Gasoducto binacional Juana Azurduy, posibilitará el abasto de gas de manera prioritaria a la región Noroeste del país, habida cuenta que esta área no dispone aún de la infraestructura de ductos que la conecte con la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta), y que ha mermado fuertemente la producción de gas propia del norte argentino.

Los presidentes de Argentina y de Bolivia suscribieron una declaración conjunta, en el marco de la visita oficial realizada por el mandatario Luis Arce y ministros de su gobierno, plasmando “su voluntad de avanzar en la consolidación de la agenda energética bilateral, la cual conlleva entre otros, garantizar el suministro de gas en volúmenes significativos para la presente gestión”. “Además, se desarrollarán mecanismos específicos entre YPFB e IEASA que permitan conciliar saldos en beneficio de ambos países”, señala el texto.

El tema tiene una especial relevancia para la Argentina dada la necesidad de contar con provisión de gas adicional a su propia producción en los meses del otoño e invierno, lo cual implica no sólo garantizarse el ingreso del gas natural contratado con Bolivia (revisado en varias adendas desde su entrada en vigencia en 2006) sino también de Gas Natural Licuado (GNL) cuyos cargamentos se licitan en el mercado internacional, hoy a precios que al menos cuadriplican a los pagados el año pasado.

La fuerte erogación que deberá afrontar el Estado argentino complicó las cuentas del ministerio de Economía. Mientras, se esperan avances en la licitación para la construcción del nuevo gasoducto troncal indispensable para evacuar los mayores volúmenes que se estan produciendo en Vaca Muerta, con el objetivo (posible ? ) de disponer de ése gas en el invierno 2023.

Mientras, Alberto Fernández y Luis Arce coincidieron “en la importancia de realizar acciones concurrentes para que el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB e IEASA, refleje un nuevo régimen de entrega garantizado de 14 millones de metros cúbicos por día y priorizando en función de la disponibilidad volúmenes adicionales en el período de invierno”.

El ministerio de Economía detalló al respecto que “el Convenio, que perfeccionarán YPFB y IEASA, establece que la empresa boliviana proveerá 14 millones de m3 diarios de gas firmes durante los meses de este invierno, dando prioridad a la Argentina por hasta 18 millones de m3 día en total para el periodo mayo a septiembre 2022”.

“Los precios del gas a aplicar a este acuerdo tendrán un esquema por el cual Argentina pagará el actual precio vigente en la adenda 2021, (actualmente entre 7 y 9 dólares el MMbtu) por un primer volumen de hasta 8 a 10 Millones de metros cúbicos día; mientras que por el resto del gas el precio será ajustado trimestralmente de acuerdo a la fórmula PCDA = Brent * 10,5% (aproximadamente US$ 18 el Millón de BTU), lo que arroja un precio promedio ponderado de US$ 12,18 MMbtu por el tramo firme del acuerdo”.

También se convino “el cese de derechos y obligaciones (del contrato bilateral) antes de la gestión 2025 (año fijado para el vencimiento original), a cuyo efecto encargaron a los Ministerios y entidades responsables concretizar los documentos correspondientes”.

Esto está relacionado con los menores requerimientos por parte de Argentina conforme se incremente la producción y transporte de gas propio.

El Alberto Fernández agradeció a su par Luis Arce por “el esfuerzo que ha hecho para que Argentina pueda seguir en su senda de desarrollo, donde contar con la energía es muy importante”.

Arce hizo referencia a la merma en la producción de los yacimientos bolivianos de gas, atribuídas a la falta de inversiones suficientes ocurridas durante el gobierno de facto que derrocó a Evo Morales en 2019, y al contrato firmado por ese mismo gobierno con Brasil “muy perjudicial para los intereses de Bolivia”, afirmó en una conferencia de prensa en Casa Rosada.

Desde hace años Brasil compra gas boliviano en volúmenes mayores a los que ha comprado Argentina,  incluso con prioridad de abastecimiento. Por ello, la posibilidad de suministrar más gas a la Argentina también dependerá de los requerimientos de Brasil.

Cabe referir que tanto Argentina como Brasil están siendo afectados en los dos últimos años por la menor disponibilidad de energía hidroeléctrica, (por caso Itaipú, Yacyretá) por la gravísima sequía que atraviesa la región (Cuenca Paraná-Iguazú). En las últimas semanas dicha situación presenta síntomas de leve mejora en los embalses por razones estacionales.

En tanto, Argentina y Bolivia también acordaron “avanzar en el análisis de las oportunidades de inversión para YPFB en Vaca Muerta y trabajar de manera conjunta en la identificación de alternativas de suministro de hidrocarburos líquidos en procura de la seguridad energética de ambos Estados”.

En sus declaraciones a la prensa, el presidente Fernández detalló que “el contrato que teníamos” en materia de provisión de gas “se mantiene en las mismas condiciones” y aseguró que “Bolivia asumió un compromiso adicional que es que si hay un incremento en la producción de gas Argentina va tener prioridad para poder acceder a ese incremental que puede venir como exportación a la Argentina”.

En cuanto a la referencia oficial a los precios de tales suministros, son mayores a los del año pasado (en torno a los 8 dólares el MBTU) por la suba de la cotización internacional, pero siempre mucho menores a los que rigen para el GNL. De hecho, los primeros embarques licitados para este año se cotizaron a precios de entre 35 y 45 dólares el MBTU.

“Con esto, la Argentina tiene garantizado el suministro de gas como lo hicimos el año pasado, pero también estamos acordando ir más allá de la firma de un convenio con gas. Queremos hacer acuerdos con el tema del litio, y por eso queremos también coordinar no solo con la Argentina sino también con otros países para llegar a acuerdos importantes en beneficio de todos”, dijo el presidente de Bolivia, Luis Arce.

Fernández y Arce encabezaron en el Salón Blanco de Casa Rosada el acto en el que se suscribieron la declaración conjunta y el Memorándum de Entendimiento de Cooperación en la Integración en Recursos Evaporíticos y Litio.

Por parte de la Argentina, participaron el jefe de Gabinete, Juan Manzur; y los ministros de Relaciones Exteriores, Santiago Cafiero; de Economía y Finanzas, Martín Guzmán; y de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus; el secretario General de la Presidencia, Julio Vitobello, y los secretarios de Asuntos Estratégicos, Gustavo Beliz; y de Energía, Darío Martínez; la secretaria de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Maia Colodenco, y el embajador de la Argentina en Bolivia, Ariel Basteiro.

El tanto, por Bolivia, se encontraban presentes el ministro de Hidrocarburos y Energía, Franklin Molina Ortiz; el viceministro de Relaciones Exteriores, Freddy Mamani Machaca; la jefa de Gabinete, Fabiola Consuelo Salazar Calle; el titular de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia; el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización (YPFB), Sidney Enzo Michel Orellana y el embajador ante Argentina, Jorge Ramiro Tapia Sainz.

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