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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El informe señala también que las exportaciones destacan un crecimiento del 1% intermensual y 81% interanual producto de los mayores volúmenes vendidos y aumento de precios, principalmente de los productos finales termoplásticos. Estos productos contribuyen al aumento del 54% para la variación acumulada.

Con respecto a los datos de la muestra de la CIQyP® se detalla que la capacidad instalada del sector durante diciembre tuvo un uso promedio del 60% para los productos básicos e intermedios y del 96% para los productos petroquímicos.

Durante diciembre de 2021 la balanza comercial de los productos alcanzó un déficit de 566 millones de dólares, 52% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 55% en las importaciones y del 61% en las exportaciones.

El informe realizado por la CIQyP® establece que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) tuvieron un aumento de un 21% en su producción respecto a noviembre. No obstante, las ventas locales cayeron un 5% y las ventas externas un 45%. La variación interanual y el acumulado también registran valores positivos.

En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante diciembre de 2021, alcanzan los 400 millones de dólares, acumulando un total de USD 4.307 millones durante los 12 meses del 2021.

“El último mes de un segundo año tan particular cómo el 2021, el sector mostró una leve mejora comparado a datos del 2020 debido a la dinámica de las cadenas de valor, sin embargo, hay que seguir atentos a la evolución de toda la industria ya que muestra que aún sigue afectada por el contexto económico a nivel país y mundial”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

El precio del barril de petróleo de calidad Brent llegaba a alcanzar este lunes los 96,09 dólares antes de la apertura de las bolsas europeas, su precio más alto desde finales de septiembre de 2014. El pasado viernes, el precio del crudo Brent era de 94,44 dólares por barril.

En el caso del petróleo West Texas Intermediate (WTI), el precio del barril llegaba hasta los 94,94 dólares por barril, frente a los 93,10 dólares del anterior cierre.

En lo que va de año, el petróleo Brent se ha encarecido más de un 21%, mientras que el crudo WTI, de referencia en Estados Unidos, se ha revalorizado más de un 26%.

El asesor de Seguridad Nacional de la Casa Blanca, Jake Sullivan, afirmaba este domingo que Rusia podría invadir Ucrania «cualquier día desde hoy», incluso esta misma semana.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, sostuvo en Santa Cruz que “el desarrollo de una minería inclusiva y sustentable no solo es el motor para el crecimiento de las comunidades, el desarrollo de la industria nacional y las exportaciones, sino que también impulsa el desarrollo sostenible de la Argentina en el largo plazo porque potencia las inversiones”.

El funcionario visitó el yacimiento minero Cerro Vanguardia, ubicado en el distrito Aurífero del Macizo del Deseado, y destacó que Santa Cruz tiene un rol muy importante en este sentido porque la mitad de la exportación minera del país proviene de minas de esta provincia”.

“Cerro Vanguardia es un ejemplo a seguir y a multiplicar. Argentina necesita mucho de esta producción minera porque es una fuente de muchísimo trabajo para el país y también de generación de divisas que nos van a ayudar a equilibrar nuestra macroeconomía”, señaló  Kulfas.. 

El ministro también resaltó la relevancia de trabajar la agenda de desarrollo productivo verde: “Somos exigentes en que los proyectos mineros tengan los resguardos que corresponden, que sean amigables con el ambiente y que prioricen la inclusión social, y este proyecto cumple todas esas condiciones”. En Cerro Vanguardia, el ministro recorrió el portal de la mina subterránea, el dique de cola, la planta de proceso y el campamento. 

Junto a Kulfas estuvieron el secretario de Industria, Ariel Schale; el subsecretario de Desarrollo Minero, Andrés Vera; y el director nacional de Centro de Estudios para la Producción (CEPXXI), Daniel Schteingart. Por la provincia participaron la ministra de Producción,  Silvina Córdoba; el secretario de Estado de Minería, Gerardo Terraz; la directora de Policía Minera, Guillermina Marderwald; y el presidente de Fomicruz, Estaban Tejada.

Cerro Vanguardia es una operación minera dedicada a la exploración, extracción y tratamiento de oro como producto principal, y plata y carbón como subproductos. La mina tiene participación público-privada, cuya propiedad pertenece a las empresas AngloGold Ashanti (de origen sudafricano) y Fomicruz (estatal provincial).  

Desde 2021 están realizando una inversión, que proyectan hasta 2023, de US$ 170 millones, con una fuerte participación en gastos de desarrollo de mina subterránea y equipos mineros. Su producción acumula exportaciones por US$ 6.126 millones y continúa en actividad, cuando en sus inicios (año 1998) se proyectaba una vida útil de entre 12 y 15 años y exportaciones por US$ 1.225 millones. Hoy en día genera 1.200 puestos de trabajo directos y 500 indirectos.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, aseguró que el Gobierno nacional va a “insistir” con el desarrollo de los proyectos de exploración de hidrocarburos costa afuera porque no sólo “no genera ningún perjuicio” a la ciudad de Mar del Plata, sino porque la actividad por cada empleo directo aporta otros cinco indirectos.

La Justicia Federal de Mar del Plata ordenó el viernes 11 de febrero la suspensión del proyecto de exploración petrolera a 300 kilómetros de las costas bonaerenses al hacer lugar a una medida cautelar del intendente de General Pueyrredón (JxC), Guillermo Montenegro y organizaciones ambientalistas.

Ese mismo día, el Gobierno nacional anunció que apelará la medida judicial a través del análisis del Ministerio de Ambiente, la Secretaría de Energía y la Procuración General de la Nación.

“Argentina tiene producción offshore hace décadas, y no ha habido ningún tipo de inconveniente”, dijo Kulfas en declaraciones a CNN Radio, al destacar que “por primera vez el Ministerio de Ambiente participa, tomó cartas en el asunto, aumentó las exigencias ambientales como resguardo para esta actividad”.

Además, resaltó que se trata de “una actividad que genera muchísimos puestos de trabajo. Por cada empleo directo que hay en un pozo petrolero, hay 5 indirectos, en diferentes actividades, tecnología, transporte, y Argentina necesita aumentar sus empleos”.

“Vamos a insistir -continuó- porque no hay ningún inconveniente, ningún perjuicio, y creo que sí hay una campaña de desinformación en algunos sectores, por eso queremos informar bien, que esta actividad no va a generar ningún perjuicio para Mar del Plata. Al contrario, va a generar muchos más beneficios por toda la actividad económica que va a movilizar indirectamente.”

Kulfas rechazó el argumento de la justicia para disponer la suspensión de las operaciones de exploración offshore al señalar que “hay un reclamo de que tiene que participar la comunidad de Mar del Plata en la definición, y la verdad es que hubo una audiencia pública, una audiencia donde fueron un montón, cientos de personas de todo el país”.

“Reclaman que no han tenido instancia de participación y la realidad es que sí la tuvieron, la tuvieron todos los sectores. Hubo una audiencia que duró dos días si no me equivoco, por la cantidad de gente que participó y expuso”, aseveró.

YPF y Equinor socias en este proyecto sumaron a Shell en el bloque CAN 100 en el Mar Argentino

El presidente Alberto Fernández firmó el viernes el Decreto de Necesidad y Urgencia por el cual se autoriza la constitución de un fideicomiso para la ejecución de la primera etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y que otorgará su concesión a la empresa Integración Energética Argentina (IEASA), informaron fuentes oficiales (a Telam).

El anuncio dado a conocer en Casa de Gobierno permitirá avanzar con el gasoducto que permitirá evacuar el gas incremental de la formación no convencional de Vaca Muerta y cuyo financiamiento para la primera etapa está completamente garantizado con fondos del tesoro, y los que la ley 27.605 de Aporte Solidario le otorgó a IEASA.

El DNU, se explicó, otorga la concesión del transporte del nuevo Gasoducto a IEASA y la autoriza a constituir un fideicomiso como herramienta de administración y financiera del programa.

La firma había sido anticipada esta semana por el secretario de Energía, Darío Martínez, quien previamente había dispuesto, mediante la Resolución 67, la creación del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional, para construir a través de IEASA el Gasoducto Néstor Kirchner y una serie de obras complementarias y de ampliación del actual sistema.

El Juzgado Federal Nº 2 de Mar del Plata hizo lugar a una medida cautelar solicitada por varias organizaciones ambientalistas y por el intendente de Mar del Plata, el macrista Guillermo Montenegro para frenar la prospección hidrocarburifera 300 km costa afuera, en la plataforma continental.

Los presentantes sostiene que “faltan estudios de impacto ambiental y que no se dio participación a la población.”

La medida ordena la suspensión de los trabajos de prospección en busca de potenciales reservorios hidrocarburíferos mediante la autorización otorgada por el Gobierno nacional a la empresa Equinor. Ésta no podrá empezar las tareas de sísmica hasta que se dicte una sentencia de fondo.

Los precios del petróleo se mantendrán elevados por ahora debido al aumento de la demanda, que superará el nivel simbólico de 100 millones de barriles diarios, y a la lenta recuperación de la producción y del refino, estima la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

En su informe mensuall, la agencia señala que la progresiva eliminación de las restricciones sanitarias por la pandemia y la consiguiente reactivación de la actividad económica a nivel global impulsan la demanda, pero también mantendrán altos los precios, que en enero han superado los 90 dólares por barril.
Esa cotización, que ha aumentado un 50 % en un año, es la más elevada desde 2014.

El informe prevé que la demanda global subirá este año en 3,2 millones de barriles diarios (mbd), hasta situarse en 100,6 millones. La producción mundial se situó en 98,7 mbd en enero.

La agencia calcula que la OPEP y sus aliados (OPEP+) han dejado de enviar al mercado más de 300 millones de barriles desde principios de 2021 debido a que sus miembros no han cumplido sus propias previsiones de producción por la lentitud en revertir los recortes aplicados en 2020 por la pandemia.

También cree que los socios de la OPEP+ podrían producir en torno a 2 mbd más, incluso si mantiene sin usar cierta capacidad de producción. Mientras, los países que no forman parte del grupo, como EEUU, Canadá o Brasil, pueden sumar otros 4,3 millones.

El informe destaca también que la producción del sector del refino continuará estando por detrás de la demanda durante la mayor parte de 2022, tal como ha estado en los últimos seis trimestres, lo que influye en las tensiones en el mercado.

Finalmente, los operadores intentan reconstruir sus inventarios y reservas, que han bajado en 2021 a un nivel inferior a la media de los últimos cinco años, lo que añade más presión sobre los precios.

Los cálculos de la AIE apuntan a que si se cumplen los aumentos de producción previstos, el mercado podría entrar en una fase con más extracción que demanda hacia el segundo trimestre, pero apuntan a que parte del crudo extra irá a la reconstitución de inventarios.

En consecuencia, hasta que haya algo de distensión en el sistema, en forma de más inventarios o más capacidad de producción, el mercado seguirá volátil.

La evolución de la situación internacional también influirá en los precios a corto plazo, y por ejemplo una reducción de la tensión en torno a Ucrania quitaría presión sobre los precios, o a la inversa.

De forma similar, un hipotético aligeramiento de las sanciones internacionales sobre Irán podría suponer que ese país ponga más crudo en los mercados.

El presidente francés, Emmanuel Macron, anunció un plan energético para los próximos años que incluye un vasto programa de inversión en eólica y nuclear, con seis nuevos reactores, y una reducción del 40% del consumo de energía.

A ocho semanas de la primera vuelta de las presidenciales, para las que todavía no es candidato oficial, Macron sentó las bases de la política energética de Francia hasta 2050, que pasa por una doble apuesta por las renovables y la nuclear, lo que calificó como “el desafío del siglo”.

Macron promete una solución intermedia combinada y a la que suma una mejora de la efectividad energética que permita reducir el consumo.

En cuanto a la producción, su gran apuesta pasa por la energía nuclear, la única, a su juicio, que garantiza la independencia de Francia sin recurrir a las fósiles, que son las que más emisiones contaminantes producen.

Para ello, anunció la construcción de seis reactores de nueva generación EPR, a los que se sumarán otros ocho en opción, al tiempo que señaló que no se cerrarán los doce actuales que prevé la ley de programación nuclear del país y cuya vida será prolongada.

Aunque no habló de cifras, varios expertos calculan en 50.000 millones de euros el costo de esos seis reactores.

Macron también señaló que se invertirá en el desarrollo de reactores atómicos de pequeño tamaño.

Consciente de que los nuevos reactores no comenzarán a producir electricidad hasta, al menos, 2035, Macron se comprometió a multiplicar por dos el aporte de las renovables en 2030.

“Tenemos que desarrollar de forma masiva las energías renovables”, afirmó el presidente en una planta de producción de turbinas de reactores nucleares de Belfort, en el este del país, donde reconoció que Francia “acumula retrasos” en ese tipo de fuentes de producción.

La energía solar deberá multiplicar por diez su aporte actual, hasta los 100 gigawatios, al tener un impacto menor en el territorio, explicó.

Poco antes de que entre en funcionamiento frente a las costas de Saint-Nazare, en el Atlántico, el primer parque francés de producción eólica en alta mar, Macron anunció la construcción de medio centenar más en los próximos 28 años, para alcanzar los 40 gigawatios de producción.

Al tiempo, aseguró que se doblará la producción de las eólicas terrestres en 2030, para acercarse a los 37 gigawatios.

El presidente indicó que se mantendrá la inversión en otras renovables, como la hidroeléctrica, la biomasa o el biogás, y aseguró que el Estado destinará 1.000 millones de euros a estas fuentes dentro de su programa de inversión «Francia 2030».

El grupo francés TotalEnergies anunció que deja su participación en el proyecto del campo de aguas profundas North Platte, en el golfo de México.

Operadora del yacimiento con una participación del 60 %, explicó que su decisión se debe a que cuenta en su cartera mundial con «mejores oportunidades para asignar su capital», según indicó en un comunicado.

TotalEnergies notificó debidamente a su socio, el grupo energético noruego Equinor (40 % de participación) y a las autoridades competentes su «retirada inmediata» del proyecto y su renuncia como operador.

La retirada será efectiva tras un período transitorio que garantice una transferencia ordenada de la función de operador, explicó.

El yacimiento de petróleo de North Platte fue hallado por Total en 2012, cuando fue catalogado como importante, y se encuentra a una profundidad de 1.340 metros en aguas del golfo de México cercanas a EEUU.

.- El Secretario de Energía, Darío Martínez anunció que la Resolución 67/2022 que creó el programa Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional “será complementado por un DNU de inminente firma, que otorga la concesión del transporte del nuevo Gasoducto (Presidente Néstor Kirchner) a IEASA y la autoriza a constituir un fideicomiso como herramienta de administración y financiera del Programa”

El Secretario confirmó que “el financiamiento para la primera etapa está completamente garantizado con fondos del Tesoro, y los que la ley 27.605 de Aporte Solidario le otorgó a IEASA”, y agregó que “se trata de una inversión de 1.566 Millones de dólares, que tiene como obra central el tramo Tratayén – Salliqueló del Gasoducto, más otras obras como ampliación de capacidad del Centro Oeste, el Gasoducto Mercedes a Cardales, la ampliación del Neuba II en Ordoqui, los tramos finales Norte y Sur del AMBA, y las dos primeras etapas de la Reversión del Gasoducto Norte”. 

El funcionario informó que en septiembre firmó órdenes de pago por $ 60.190.000.000 para que Tesorería transfiera a IEASA los fondos de la Ley 27.605 de Aporte Solidario, y en diciembre hizo lo propio con una orden de pago por $ 59.000.000.000 para que Tesorería transfiera a IEASA los fondos previstos para Obras de Transporte de Gas del Presupuesto 2021.

Explicó además que “las obras tienen por objeto ampliar la capacidad de transporte en 44 Millones de metros cúbicos diarios, y así utilizar producción nacional y trabajo argentino para sustituir miles de millones de dólares de importaciones actuales de GNC y Gas Oil.”

El Secretario de Energía expresó que “construiremos y licitaremos la primera etapa a través de IEASA, cuyos equipos ya están trabajando con el objetivo de acelerar al máximo los tiempos, con la colaboración de los técnicos de nuestra secretaria”.

Martínez explicó que esta primera etapa “permitirá ampliar en 24 Millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte, y generar puestos de trabajo, producción y ahorros significativos para el país, porque más capacidad de transporte significa la posibilidad y el desafío de producir Gas Argentino para ser transportado, y no dudo que los trabajadores, técnicos, Pymes y las empresas productoras, lo harán realidad, transformando las reservas del subsuelo, en energía para el país”.

Joe Biden, presidente de los Estados Unidos y el rey de Arabia Saudita, Salman bin Abdelaziz coincidieron en ofrecer suministro de gas a Europa, en el contexto de la situación entre Rusia y Ucrania. Los dos líderes reiteraron el compromiso de Estados Unidos y Arabia Saudí de asegurar la estabilidad de los suministros globales de energía», indicó la Casa Blanca en un comunicado.

Estados Unidos dijo que está en contacto con grandes productores mundiales de gas natural, con el objetivo de ayudar a la Unión Europea (UE) a encontrar alternativas al suministro ruso.

Los países europeos temen que una posible invasión de Ucrania por parte de Rusia derive en problemas para su suministro energético, que depende en parte del gas ruso.

Arabia Saudí lidera junto a Rusia la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a la que Estados Unidos ha presionado en los últimos meses para que incremente su producción, con el objetivo de rebajar los precios del crudo, que están en niveles máximos desde 2014.

La semana pasada, los veintitrés miembros de la OPEP+ acordaron mantener su calendario con un aumento de 400.000 barriles diarios en marzo, a pesar de la presión de Washington para que abrieran más el grifo.

Por su parte, y con critica internas, el gobierno de Japón se ofreció a enviar gas natural licuado a Europa. El ministro de Industria japonés, Koichi Hagiuda, anunció el ofrecimiento a la espera de concretar cuál sería el volumen del suministro y cuándo llegaría. Fuentes del Gobierno citadas por la agencia de noticias Kiodo dijeron que primero deberán estar cubiertas las necesidades internas.

Las tensiones entre Ucrania y Rusia, el segundo mayor productor del mundo con unos 10 millones de barriles diarios (mbd), y la amenaza de Occidente de fuertes sanciones contra Moscú en caso de una invasión, han contribuido también a que suban los precios.

La petrolera estatal noruega Equinor, la antigua Statoil, registró beneficios netos de 8.576 millones de dólares en el período de 2021, frente a las pérdidas de 5.496 millones registradas durante el año precedente.

El abultado cambio en el resultado neto de la empresa se debe a la fluctuación de precios del mercado de hidrocarburos durante la pandemia. En 2020, la caída generalizada de precios del crudo llevó a pérdidas a la mayoría de empresas del sector, mientras que el incremento registrado durante 2021 tanto del crudo como del gas natural mejoró.

Los ingresos de Equinor en el conjunto del año se duplicaron, hasta los 90.924 millones de dólares. Por segmentos de negocio, los ingresos procedentes del petróleo crudo se situaron en 38.307 millones , un 56,3% más, al
tiempo que las ventas de gas natural se multiplicaron casi por cuatro, hasta 28.050 millones
Entre enero y diciembre, Equinor facturó 11.473 millones por la venta de productos de refino, un 75,6% más, mientras que los ingresos del segmento de licuados de gas natural experimentaron un alza del 67,5%, hasta 8.490 millones.

Las compras de petróleo y otras materias primas supusieron un gasto de 35.160 millones, un 67,5% más, mientras que los gastos operativos se contrajeron un 2,6%, hasta 8.598 millones, y los de venta, generales y administrativos se situaron en 780 millones, un 10,5% más.

Solo en el cuarto trimestre de 2021, Equinor contabilizó un beneficio neto de 3.370 millones, frente a las pérdidas de 2.416 millones del mismo periodo del año anterior. De su lado, la facturación casi se triplicó, hasta 32.608 millones.

La petrolera BP obtuvo un beneficio neto atribuido de 7.565 millones de dólares en 2021, frente a las pérdidas de 20.305 millones de dólares registradas en ese mismo periodo el año previo.

La petrolera notificó a la Bolsa de Londres además que su beneficio antes de impuestos, entre enero y diciembre de 2021, fue de 14.427 millones de dólares cifra que contrasta con las pérdidas antes de impuestos de 18.872 millones de dólares registradas en 2020.

El gigante petrolero, que publica sus resultados en dólares porque es la divisa en que cotiza el petróleo, apuntó en la nota que espera que «el suministro y la demanda de crudo se vuelvan a equilibrar a lo largo de 2022» al tiempo que alerta de que es probable que vaya a haber «volatilidad» en los precios este año.

El grupo también anunció una mayor retribución para los accionistas, con la recompra de acciones por otros 1.500 millones de dólares antes de la presentación de los resultados correspondientes al primer trimestre de 2022.

En su balance anual, BP informó también que su deuda neta se situó en 30.613 millones de dólares, lo que representa una reducción del 14 % respecto a enero-diciembre de 2020.

En cuanto a los resultados registrados para el cuarto trimestre del año, BP anunció un beneficio neto de 1.358 millones de dólares.

La Secretaría de Energía declaró de Interés Público Nacional la construcción del “Gasoducto Presidente Néstor Kirchner” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural en la República Argentina; que transportará gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del Neuquén, atravesando las Provincias de Río Negro, La Pampa, pasando por Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta las proximidades de la Ciudad de San Jerónimo, en la Provincia de Santa Fe, así como sus obras complementarias, y la construcción de las obras de ampliación y potenciación del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural.

Tal decisión se adoptó a través de la Resolución 67/2022, publicada en el Boletín Oficial, que en su artículo 2° crea el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” en la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos con el objetivo de:

a. Ejecutar las obras necesarias para promover el desarrollo, crecimiento de la producción y abastecimiento de gas natural,

b. Sustituir las importaciones de GNL y de Gas Oil – Fuel Oil que se utilizan para abastecer la demanda prioritaria y las centrales de generación térmica, respectivamente,

c. Asegurar el suministro de energía,

d. Garantizar el abastecimiento interno en los términos de las Leyes 17.319, 24.076 y 26.741,

e. Aumentar la confiabilidad del sistema energético,

f. Optimizar el sistema de transporte nacional,

g. Aumentar las exportaciones de gas natural a los países limítrofes,

h. Propender a la integración gasífera regional sobre la base de los principios expuestos en la normativa existente en la materia.

En su artículo 3° la Resolución aprueba el listado de obras a ejecutar en el marco del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”.

Construcción del “Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”: entre Tratayén en Neuquén, Salliqueló en la Buenos Aires, y San Jerónimo en Santa Fe.

b. Construcción del gasoducto entre las ciudades de Mercedes y Cardales en la Provincia de Buenos Aires.

c. Ampliación del Gasoducto NEUBA II: loops y plantas compresoras.

d. Reversión del Gasoducto Norte Etapas I y II.

e. Expansión del Gasoducto Centro Oeste: distintos tramos entre las zonas Neuquén y Litoral en la Provincia de SANTA FE.

f. Ampliación de los tramos finales de gasoductos en AMBA.

g. Ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) por aumento de compresión.

h. Conexión GNEA – San Jerónimo desde las ciudades de Barrancas hasta el Desvío Arijón en la Provincia de SANTA FE.

i. Construcción de loops y compresión en Aldea Brasilera (Gasoducto Entrerriano).

j. Ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín.

k. Realización de la Etapa III “Mesopotamia” del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) en las Provincias de Corrientes y Misiones.

l. Y aquellas obras que defina incorporar esta Secretaría, en función de los planes necesarios de expansión del sistema de transporte nacional de gas natural.

 Las obras de construcción, ejecución de los gasoductos identificados se realizará a través de Integración Energética Argentina S.A.  (IEASA), quien las podrá realizar por sí o a través de terceros.

Energía ejercerá la conducción del Programa, definiendo la priorización de las obras, proyectos, y sus correspondientes etapas, para garantizar el desarrollo del gas natural en el mercado, teniendo especial atención en las necesidades actuales que requieren ser atendidas de manera urgente en todo el sector del mercado de gas natural, el cual comprende su explotación, desarrollo y transporte.

Asimismo, realizará el seguimiento del desarrollo del Programa, de la planificación y ejecución de la Obras, con la asistencia de un equipo de expertos de reconocida trayectoria que se contrate a tal fin.

En su artículo 6° la Resolución 67 otorga prioridad a la construcción del “Gasoducto Presidente Néstor Kirchne” y establéce que la primera etapa de la ejecución del Programa “Transport.Ar” estará integrada por las siguientes obras:

a) Construcción del Gasoducto (PNK) entre Tratayen y Salliqueló.

b) Construcción del gasoducto entre Mercedes y Cardales.

c) Ampliación del Gasoducto NEUBA II: loops y plantas compresoras.

d) Reversión del Gasoducto Norte Etapas I y II.

e) Expansión del Gasoducto Centro Oeste: distintos tramos entre las zonas Neuquén y Litoral en Santa Fe

f) Ampliación de los tramos finales de gasoductos en AMBA.

ENARGAS creó la Mesa de Innovación Tecnológica “Uso eficiente del gas en hogares”

El Ente Nacional Regulador del Gas informó que a través de la Resolución N° 39/2022 creó la Mesa de Innovación Tecnológica “Uso eficiente del gas en hogares”, un espacio institucional para la recepción de propuestas de innovación vinculadas con el uso del gas natural en los hogares argentinos.

Al respecto, el Interventor del Organismo, Federico Bernal, expreso que “desde el ENARGAS impulsamos e hicimos efectiva la creación de esta Mesa dando ejecutoriedad al marco regulatorio. Me refiero específicamente al objetivo de incentivar la eficiencia en el uso del gas natural, lo cual puede encararse de diversas maneras. En este caso, y mediante la Mesa creada, pretendemos dotar a usuarios y usuarias de los servicios públicos regulados por la Ley 24.076 de herramientas y mecanismos sólidos para que puedan informarse y lograr un uso eficiente y racional del recurso gasífero. Ello, no solo para un mejor cuidado del medioambiente, sino también para una mejor distribución del recurso energético, así como del económico que impulsa la producción y provisión a todos los argentinos y las argentinas”.

La Mesa será coordinada por la Gerencia de Innovación Tecnológica del Ente y estará abierta a la ciudadanía a efectos de recibir novedades tecnológicas y proponer gestiones que colaboren con la renovación y modernización de artefactos domésticos a gas. También podrán presentarse iniciativas o proyectos vinculados con el desarrollo de técnicas de diseño y construcción eficientes, tanto para nuevos diseños como para proyectos de rehabilitación energética de viviendas, tendientes a minimizar los requerimientos en el uso de gas natural domiciliario; en la medida que encuadre en la Ley N° 24.076.

Bernal explicó también que “lo que pretendemos es inédito e innovador, tanto en la historia de este ente regulador como de la Argentina. Sin una cultura de un uso eficiente y racional de nuestros recursos energéticos, no hay posibilidad de desarrollo sostenible ni sustentable. Por supuesto, sin nunca perder de vista la calidad de vida de nuestra sociedad, puesto que como es sabido, el consumo energético de una nación es directamente proporcional a su grado de desarrollo socioeconómico”.

Además de la evaluación de artefactos gasodomésticos la Mesa abarcará el análisis de los usos y costumbres sociales del gas tanto en calefacción como en cocción y el estudio de los materiales de aislación y envolventes, que ayuden a reducir la pérdida de calor al exterior; para ello contará con el apoyo de las unidades organizativas competentes del ENARGAS.

Considerando la importancia del gas en la matriz energética argentina y su alta estacionalidad en el uso residencial del recurso, resulta de sumo interés para el ENARGAS la identificación de los mecanismos para reducir su consumo. Ejemplo de ello es el interés por trabajar en la paulatina sustitución del antiguo piloto de encendido. En este sentido, la renovación y actualización tecnológica de los artefactos gasodomésticos constituye un paso necesario para alcanzar un uso más eficiente y seguro del gas en los hogares, contribuyendo con la reducción de las intoxicaciones por monóxido de carbono.

La Mesa se propone estudiar, entre otros temas, el resultado de una potencial reducción del consumo por eficiencia, que desde el punto de vista técnico impactaría en el comportamiento de las redes de distribución existentes, en términos de caudales y presiones operativas disponibles. La eficiencia del sistema contribuye a la asequibilidad del Servicio Público de Distribución de Gas por Redes, desde diversos frentes, entre otros, con la reducción del impacto de los subsidios en la macroeconomía del país.

En ese sentido, Bernal manifestó que “un servicio público más eficiente debería repercutir en menores costos para usuarios y usuarias, lo que redundaría en menores costos para las licenciatarias y, finalmente, en menores costos para la economía del país. O sea, hablamos de un aporte concreto a la reducción de las importaciones y los subsidios Por otra parte, entendemos que, en el marco del proyecto Gasoducto Presidente Néstor Kirchner -que habrá de revolucionar el gas por redes en nuestro país y en la región-, una genuina cultura del uso eficiente del gas natural redundará en más gas natural para los millones de compatriotas que aún carecen de este derecho social, garantía de derechos humanos”.

Se espera que la información técnica recabada en la MIT sea de utilidad no sólo para el ENARGAS sino para el Estado Nacional, con el consecuente y adecuado direccionamiento de recursos para la mejora en la eficacia en el uso de los recursos económicos destinados al gasto energético de los hogares argentinos y también en las políticas públicas en materia de vivienda, actualizando las técnicas constructivas, más económicas y energéticamente más eficientes.

Esta información permitirá también al ENARGAS disponer de herramientas para la evaluación técnica del potencial aumento de eficiencia del sistema de distribución, en lo que refiere al abastecimiento de la demanda prioritaria.

En diciembre de 2021la producción de petróleo aumentó 14.3% internada y 6.6% a.a.en los últimos 12 meses.

El nivel de producción es similar al del año 2011 y 13% inferior al promedio del año 2006. La producción de petróleo convencional se redujo 3.5% i.a.y cayó 4.3% a.a. en los últimos 12 meses. En cambio, la producción no convencional (32% del total) se incrementó 63.9% i.a y 40.3% a.a. impulsada por el Shale.
La producción de petróleo crece únicamente en la cuenca Neuquina, el resto de las cuencas disminuye la producción en todas las mediciones.
Por otra parte, en el total anual a nivel país, YPF explica el 57% del aumento en la producción.En diciembre de 2021 la producción de Gas aumentó 12.9%i.a y 0.7% a.a.
La producción de Gas convencional (52% del total)se redujo 8.5% i.a y 7.7% a.a. La producción no convencional aumentó 43.6% i.a. y 11.8% a.a.en los últimos doce meses. La cuenca Neuquina con el 64% de la producción nacional, donde se encuentran la mayoría de los desarrollos No Convencionales, explica el aumento anual e interanual.El resto de las cuencas disminuye la producción en las medicionesinteranual y acumulado en doce meses (con excepción de la Cuyanade baja representatividad).

Demanda

En diciembre de 2021 las ventas de naftas y gasoil aumentaron 1.8% i.m., 16.8% i.a.y 20.6% a.a. Durante los últimos doce meses, las ventas de Gasoil fueron15.1% mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de nafta fueron 30.3% superiores. El gas natural entregado aumentó 3.4% i.a.en noviembre y acumula un aumento del 3.8% en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

Electricidad

La demanda total de energía eléctrica aumentó 14% en diciembre de 2021 respecto al mes anterior y 9.9% respecto a igual mes de 2020.
El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 5.4% a.a.

Subsidios energéticos

Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a diciembrede 2021 fueron $ 1,046 mil millones (USD 11,000millones al tipo de cambio promedio del año), y aumentaron 137% respecto a igual periodo de 2020.
CAMMESA lideró las transferencias recibidas con $ 695 mil millones (USD 7,300millones) y un aumento de 115.4%,ocupando el 66% de los fondos ejecutados.A través de los diferentes subsidios a la oferta se destinaron $277mil millones (USD 2,900millones) a la producción de gas natural.

La Central de Entidades Empresarias Nacionales, (CEEN) en un comunicado informó que tomó posición pública ante anuncios de inminentes aumentos de tarifas de gas y la política energética prevista por el gobierno nacional para el presente año.

La CEEN, que representa a empresas pequeñas y medianas de capital nacional, ponderó positivamente la gestión energética para lograr resultados positivos en la expansión de produccíón de gas en yacimientos en el país (un incremento de cerca del 10% en 2021). Sin embargo, señalan, “ situaciones límites de reservas y las propuestas de aumentos de tarifas en el área energética se perfilan como un baldazo de agua fría para el impulso de la producción y el consumo hogareño, y por ende a la senda de la reactivación”

Los empresarios Pymes ponen atención sobre información de la Secretaria de Energía señalando que en el presente año la demanda total de gas podría alcanzar los 48.735 millones de metros cúbicos (MMm3), a ser satisfecha con producción nacional de 40.703 millones de metros cúbicos (MMm3) – una expansión del 5,8% respecto al año pasado- , a la cual se sumarían importaciones desde Bolivia (3.626 MMm3) y de unos 4.406 MMm3 equivalentes en forma de Gas Natural Licuado (GNL).

Destacan con preocupación que se observa una previsión oficial para este año de un costo unitario promedio ponderado para el año de 4,84 dólares U$/MMBTU, significando un aumento del 22,8% en dólares respecto al año pasado ( US/MMBTU 3,94 dólares), sin señalarse indicaciones que justifiquen tan significativo incremento.

“No es posible tomar como precios de referencia para todo el año los muy altos observados circunstancialmente en el mercado internacional en el mes de enero por el invierno en el hemisferio norte y factores políticos circunstanciales (temores ante la crisis en Ucrania)”, afirmó Ing. Andrés Repar de la entidad empresaria, agregando“ el precio testigo se justifica menos aún para la producción nacional, ya que se trata de yacimientos en el país y sus costos relevantes son en pesos y no en moneda extranjera”.

La entidad empresarial pone de relieve que en 2021 se conformó el Plan Gas con precios altos y generosos para la producción en Vaca Muerta subsidiados por el Estado, pero las empresas productoras no cumplieron con sus promesas de mayor producción y de lograr contribuir a una menor necesidad de importaciones de GNL como se promocionaba, siendo que el uso de divisas es crítico para el país.

La CEEN entiende que son urgentes cambios en el Plan Gas y que es preciso desvincular los ajustes de subsidios a las empresas productoras garantizados por el Estado de los muy inciertos precios internacionales, de forma de defender requerimientos de inversión, evitar ganancias desmedidas injustificadas, y hacer posible mantener tarifas accesibles y estables para los hogares y la industria nacional . Para ello, plantean la necesidad de renegociar y redireccionar los subsidios estatales para avanzar hacia el autobastecimiento nacional a través del análisis de costos reales locales de inversión y operativos de exploración, producción , transporte y distribución sustentables ( siendo ellos mayormente en pesos), no de “precios testigo” del

exterior, y la necesidad de encarar obras imprescindibles para la ampliación de gasoductos y de la capacidad de almacenamiento. Definen por último con contundencia , “se necesita un Estado activo, planificador y ordenador, pero no para ser tomado como socio bobo para garantizar super- beneficios rentísticos para pocos”.

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 proveer a usinas generadoras en la segunda quincena de febrero.

Se recibieron 15 ofertas por un volumen total de 19,8 millones de metros cúbicos día y un precio promedio ponderado de 2,8846 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 14/02/2022 y el 27/02/2022.

Del volumen total 11,3 Mm3/día correspondieron 10 ofertas desde la Cuenca Neuquina, con precios que fueron desde 2,69 a 3 dólares el MBTU; 4,5 Mm3 serán provistos desde Tierra del Fuego con precios desde 2,77 hasta 2,81 dólares el MBTU; Otros 3 Mm3 fueron ofertados desde Santa Cruz a 2,83 dólares el MBTU, y 1 Mm3 fue ofertado desde Chubut a US$ 2,88 el MBTU.

Con profundo dolor nos toca hoy compartir la triste noticia del fallecimiento de Jorge Martinez de León, quien nos dejó en la madrugada del domingo a los 71 años de edad, no sin dar batalla para seguir entre nosotros.

Su partida nos ha dejado un hondo pesar a toda la familia de Energía&Negocios y a todos aquellos que compartieron con él, ya sea por profesión o amistad, el camino de su vida.

Nacido en su querido Montevideo, en una familia numerosa donde se respiraba arte, literatura y buena música. Desde muy temprana edad ejerció el periodismo, que desarrolló como única profesión hasta sus últimos días.

Los avatares de la vida lo llevaron a cruzar a Buenos Aires, y en poco tiempo comenzó a escribir para los grandes medios porteños de la época, donde ya despuntaba su vocación de editor.

Amante de la ópera y la música clásica, en la década del 70, editó con su hermano la revista Diapasón, el primer medio argentino dedicado a la música coral y que sentara las bases de la revista ProMúsica, decana del mundo de la ópera y los conciertos, donde se consagró como un crítico agudo de reconocimiento internacional.

Paralelamente también se abocó al análisis periodístico sobre temas del ámbito energético, escribió tres libros, dictó clases de periodismo en la facultad, hizo radio y televisión e incursionó en medios digitales, todo con su toque característico, basado en la experiencia de su paso por la vida, que nos hace sentir su presencia cada vez que ponemos en práctica algunas de sus enseñanzas.

En el marco de la reciente gira presidencial, el gobernador Axel Kicillof participó del encuentro con representantes de empresas que forman parte del Programa Federal de Inversiones de la Embajada argentina, en el marco del Diálogo Estratégico para la Cooperación y la Coordinación Económica entre el Gobierno de la República Popular China y el Gobierno de la República Argentina.

Junto al embajador argentino, Sabino Vaca Narvaja y los gobernadores Raúl Jalil de Catamarca y Arabela Carreras de Río Negro, el mandatario bonaerense resaltó la trascendencia de los programas de cooperación para el financiamiento de obras de infraestructura que apuntalen el desarrollo del país.

Entre las iniciativas presentadas en el encuentro se destacan las inversiones en obras fundamentales para la transformación del transporte de energía en territorio bonaerense. Dichas iniciativas se encuentran en la lista de proyectos clave de cooperación del DECCE (V Diálogo para la Coordinación y la Cooperación económica).

En julio de 2020, junto a la Secretaria de Energía de la Nación se determinó que el proyecto para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA I) sería el priorizado en la primera fase de cooperación.

La obra permitirá ampliar la capacidad de suministro eléctrico existente en el AMBA, especialmente a partir de nuevas fuentes de origen renovable, y fortalecerá el anillo energético del área para garantizar la confiabilidad de operaciones y el abastecimiento seguro de la zona más poblada y con mayor demanda del país.

State Grid Corporation es la empresa de servicios públicos más grande del mundo. Junto a ellos se desarrollará esta iniciativa que reforzará el anillo energético del Área Metropolitana a través de la construcción de un nuevo nodo, la Estación Transformadora (ET) Plomer 500/220/132 kV y ampliará el ingreso de energía eléctrica desde el SADI mediante el tendido de más de 500 km de alta tensión en 500kV, 220kV y 132kV.

Contará con una inversión de más de 1.100 millones de dólares y financiamiento del Bank of China y del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC).

Uno de los principales objetivos del gobernador Kicillof en la gira por China y Rusia es avanzar en los acuerdos bilaterales de integración que faciliten el acceso a financiamiento para el plan provincial de obras para la energía que forman parte del plan 6×6. 

La planificación de iniciativas de corto y mediano plazo en todo el territorio provincial, realizado por la Subsecretaría de Energía bonaerense, determinó como prioritarias la construcción de nuevas líneas de Alta Tensión en 132 kV, nuevas estaciones transformadoras AT/MT y ampliaciones de estaciones transformadoras existentes.

En ese contexto se enmarcó esta ronda de diálogos en busca de inversiones para la puesta en marcha de los proyectos mencionados.

En un comunicado reciente, Adeera informa que: La próxima suba de tarifas para algunos usuarios industriales de todo el país que determina la Resolución de la Secretaría de Energía 40/22 publicada el 31de enero de 2022 es exclusivamente para pagar parte del costo de producir y transportar la energía. Esta normativa no influye en la distribución de energía ya que la parte de la tarifa que corresponde al distribuidor, denominado Valor Agregado de Distribución-VAD-, se mantiene sin ninguna modificación.

Por su parte, el Precio Mayorista de la Energía que se aplica a usuarios residenciales y generales y que actualmente se encuentra congelado será tratado en la próxima Audiencia Pública que convocó el ENRE para el 17 de febrero donde se abordaría la posibilidad de bajar los subsidios .

Un ajuste en el VAD requiere una Revisión Tarifaria Integral (RTI) ,tal como está expresado en la Ley de Marco Regulatorio Eléctrico N° 24.065 .Contexto de la distribución de energía Mientras que la demanda de energía eléctrica mantiene un crecimiento sostenido en todas las categorías de usuarios, las distribuidoras afrontan los costos del servicio con ajustes menores a la inflación en todas las provincias. Entre estos costos, el de mayor impacto es el correspondiente a salarios, que tiene una incidencia del 60% sobre el total.

Las distribuidoras-de origen privado o público-,como así también las cooperativas de energía eléctrica son generadoras de empleo directo en cada una de sus jurisdicciones y a la vez, impulsan la actividad de economías regionales . Por su parte ,según datos de nuestras asociadas el 50% de la población paga facturas por el servicio eléctrico por debajo de los $1500,-mensuales, lo que equivale al 4,5% del salario mínimo vital y móvil. En familias cuyos ingresos son mayores, la injerencia de la factura de energía eléctrica es mucho menor. Otro dato significativo respecto a la situación actual de las empresas de distribución de energía eléctrica, está dado por la incidencia de las tarifas eléctricas sobre las actividades comerciales e industriales. El impacto del valor de la energía sobre sus costos es cada vez menor (menos del 3% en la mayoría de los casos, con excepción de las actividades electro intensivas), producto del efecto inflacionario por un lado, y del retraso tarifario por otro .

Por ejemplo, en las jurisdicciones de mayor consumo -CABA y Provincia de Buenos Aires-el ajuste de tarifas fue de un dígito en los últimos dos años. En relación con estos temas, sugerimos consultar los informes publicados en la web de Adeera:“Informe anual de demanda”,“Tarifas e inflación”y“Competitividad y costo de la energía”.Acerca de ADEERA La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 49 distribuidoras de energía eléctrica de origen público,privado y cooperativo.En conjunto brindan servicio a 14 millones de familias en todo el país .Operan 450.000 km de redes,emplean a 40.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, lo que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

La visita se dio en el marco de la puesta en marcha de las obras del nuevo parque solar de Genneia, Sierras de Ullum.Estuvieron presentes el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, el Gobernador de San Juan, Sergio Uñac, junto a otras autoridades nacionales y provinciales.

Además, el presidente de YPF, Pablo González, acompañó a la comitiva con el objetivo de conocer el funcionamiento del Parque Solar Ullum, operado por Genneia.
Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en el país, recibió la visita del jefe de Gabinete de la Nación, Juan Manzur; del Gobernador de San Juan, Sergio Uñac; del presidente de YPF, Pablo González; y del presidente la Empresa Provincial de Energía (EPSE), Juan Carlos Caparrós, entre otras autoridades nacionales y provinciales.

La comitiva fue recibida por Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia; Nicolás Fischer, responsable del Parque Solar Ullum y otros ejecutivos de la compañía. Durante la recorrida, los funcionarios conversaron con los especialistas de Genneia acerca de la operación del parque, compuesto por 283.000 paneles solares, y sobre toda la experiencia acumulada en los 3 años desde su puesta en marcha.

“Estamos muy orgullosos de recibir en nuestro Parque Solar Ullum a las autoridades de la Nación, de la Provincia, de YPF y de EPSE para compartir nuestra experiencia y conocimiento en la operación de un parque solar fotovoltaico, en el marco de nuevas inversiones que duplicarán nuestra capacidad instalada solar en San Juan, apoyando uno de los pilares de crecimiento y desarrollo provincial” expresó Gustavo Castagnino de Genneia.

En este sentido, Genneia mantiene su vocación de liderazgo construyendo el nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, que se ubicará en el centro sur de la provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada de 80 MW, equivalente al abastecimiento de 50.000 hogares. El predio seleccionado para el emplazamiento tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54, en la misma zona que se encuentran los parques solares Ullum I, II y III, con una capacidad instalada de 82 MW.

Durante su construcción, el proyecto empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6% la generación.
La compañía ha invertido más de 1100 millones de dólares en 18 proyectos renovables en los últimos 4 años y en este nuevo proyecto, suma 60 millones de dólares, apostando a crecer en el demandante mercado corporativo.

Con un consumo récord hacia fines de diciembre, el 2021 presentó un ascenso de la demanda de energía eléctrica de 5,2%, en comparación con el año anterior lo que representa el mayor crecimiento del consumo desde 2010. Además, diciembre marcó un record de potencia 27.088 MW el 29 de diciembre de 2021 a las 14:18, luego superado en enero 2022, con también un consumo anual record.

A nivel mensual, diciembre cerró con una suba del 9,9%, completando una seguidilla de nueve meses consecutivos de ascenso a partir de abril.

Según Cammesa, en diciembre de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 12.451,7 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2020, había sido de 11.130,1 GWh .

Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 9,9%. Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 17,9%, respecto de noviembre de 2021, cuando había tenido una demanda de 10.560,7 GWh.

En el mes de diciembre 2021, se registró una potencia máxima de 27.088 MW, un nuevo record histórico, que superaría al de enero de 2021. No obstante, el 14 de enero de 2022 se registró un nuevo récord de 27.983 MW de potencia a las 14.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, se alcanzó el 47% de la demanda total del país con una suba de 10,7% respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial subió un 8,5%, siendo un 28% del consumo total. Y la demanda industrial refleja un 25% del consumo total, con una fuerte suba en el mes del orden del 6,5% aproximadamente.

Objetivos:

EL 2021

En base a datos aun provisorios, durante 2021, la demanda neta total del MEM fue de 133,8 TWh; mientras que, en el 2020, había sido de 127,1 TWh . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 5,2%.

Por otro lado, y en cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, la suba fue de 2% en el sector residencial (un 45,5% de toda la demanda), 3,7% en el comercial (un 27,1% de toda la demanda), y 12,3% en el industrial (un 27,3% de toda la demanda).

DATOS GENERALES DICIEMBRE 2021

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2021) 3 meses de baja (enero de 2021, -0,5%; febrero de 2021, -7%; y marzo de 2021, -0,9%) y 9 meses de suba (abril de 2021, 14,9%; mayo de 2021, 14,2%; junio de 2021, 12,1%; julio de 2021, 1,9%; agosto de 2021, 8,7%; septiembre de 2021, 3,3%; octubre de 2021, 4,4%; noviembre de 2021, 4,7%; y diciembre de 2021, 9,9%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 5,2%.

Por otro lado, los registros anteriores muestran que el consumo de enero de 2021 llegó a los 11.937,7 GWh; febrero, 10.085,8 GWh; marzo, 11.047,7 GWh; abril, 9.812,4 GWh; mayo, 10.984,5 GWh; junio, 12.050,6 GWh; julio, 12.407,8 GWh; agosto, 10.660,1 GWh; septiembre, 10.371 GWh; octubre, 10.448,1 GWh; noviembre, 10.560,7 GWh; y, por último, diciembre de 2021 llegó a los 12.451,7 GWh.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2021 fue menos caluroso en comparación a diciembre de 2020. La temperatura media fue de 25 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 23.5 °C, y la histórica es de 23.1 °C.

Consumo mensual a nivel regional

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 24 fueron las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Santa Fe (22%), Entre Ríos (22%), Corrientes (18%), Santiago del Estero (16%), EDEN (15%), Córdoba (13%), EDES (12%), Formosa (12%), Misiones (11%), Chaco (9%), EDEA (8%), EDELAP (8%), San Luis (7%), Santa Cruz (6%), Río Negro (6%), Catamarca (5%), Salta (5%), La Pampa (4%), Tucumán (3%), Neuquén (2%), La Rioja (2%), San Juan (2%), entre otros. En tanto, 3 empresas o provincias presentaron una caída: Chubut (-20%), Mendoza (-3%) y Jujuy (-1%).

El Ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, recibió a directivos de la empresa Zijin Mining Group Ltd., quienes anunciaron inversiones por US$380 millones para la construcción de una planta de carbonato de litio por parte de Liex S.A., subsidiaria en Argentina, y su intención de buscar nuevas oportunidades para desarrollarse en la minería del país.

“Agradezco el interés en invertir en Argentina. Para nosotros es muy importante poder desarrollar la minería en general y el litio en particular”, afirmó el ministro Kulfas y agregó: “La política de desarrollo minero tiene dos aspectos fundamentales: por un lado, tiene que ser una minería que cuide el ambiente, que aplique las mejores técnicas productivas para que se desarrolle de manera sustentable; por otro lado, queremos una minería que genere desarrollo en la región en donde se radique, que genere empleo en las comunidades, en la las provincias, que invierta en obras y que utilice proveedores locales para fortalecer el entramado productivo local. Los invitamos a trabajar juntos en estos aspectos, que consideramos centrales para el desarrollo y crecimiento de la Argentina”.

De la reunión participaron la secretaria de Minería, Fernanda Ávila; el CEO de Continental Gold Inc, Zijin Mining Group, James Chun Wang; el General Manager, Huang Huaiguo; el CFO, Zheng Jiao; el ingeniero Hou Tong; el Presidente de Liex, Tomás de Pablos Souza; y el CEO de Neolithium, Waldo Pérez.

Zijin adquirió el capital accionario de Neo Lithium Corp en Canadá y al controlar la empresa decidió invertir a través de su subsidiaria en Argentina, Liex, U$S 380 millones de dólares en la construcción de una planta de carbonato de litio en el proyecto Tres Quebradas (3Q), que producirá 20.000 toneladas de carbonato de litio por año con idea de ampliar al doble su producción en el mediano plazo.

Durante la reunión Fernanda Ávila explicó que “Tres Quebradas es muy importante no sólo para Catamarca sino para la Argentina y demuestra la confianza en nuestro país. Creemos firmemente en trabajar para cumplir con el mandato de nuestro Presidente de desarrollar la minería de forma sustentable”.

Para el proyecto Tres Quebradas está previsto que la planta empiece la construcción este mismo año y que entre en producción a finales de 2023. Éste es un proyecto de extracción de salmuera y producción de carbonato de litio ubicado en Fiambalá, provincia de Catamarca, a 30 kilómetros de la frontera con Chile, dentro del Triángulo del Litio, donde se encuentra casi el 60% de las reservas mundiales de este mineral. En la fase exploratoria, Liex ya había producido carbonato de litio grado batería de máxima pureza en su planta piloto.

Asimismo el primer productor de oro de China Zijin tienen planes de hacer otras inversiones importantes en oro y cobre en Argentina, por lo que está en la búsqueda de proyectos avanzados para ello.

Zijin Mining Group Co. Ltd. es un conglomerado chino que se dedica a la exploración, explotación y desarrollo de propiedades y proyectos mineros alrededor del mundo, principalmente de oro, cobre, plomo, zinc, tungsteno, hierro y otros metales básicos.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad estableció una tarifa media para Edenor de $5.452 por kilovatio/hora y para Edesur de $5.362 kw/h, para 9.449 grandes usuarios, sin afectar a los públicos de salud y educación.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) estableció los cargos que deberán implementar, en sus respectivas áreas, las concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica Edenor S.A. y Edesur S.A. a las personas usuarias residenciales, no residenciales y grandes usuarios.

La actualización refleja la modificación estacional del precio de la energía y es independiente de los ingresos de las empresas de transporte y distribución.

La medida se dispuso a través de las resoluciones 41 y 42/2022 del organismo publicadas este viernes en el Boletín Oficial e implica un aumento de entre el 14 y 16%, en la tarifa de 9.449 grandes usuarios.

La variación del impacto final se debe a la empresa que distribuye la energía y el nivel de tensión solicitado por el usuario.

Asimismo, mediante resolución 41 estableció el nuevo valor de la tarifa media para Edenor de $ 5,452 por kilovatio/hora y en la 42 se fijó para Edesur en $ 5,362 kw/h, lo que representa un incremento del 6,34% y del 6,81% de los niveles vigentes desde el 1º de mayo de 2021, respectivamente.

Esos valores deberán ser tenidos en cuenta para calcular, la sanción que se aplica a la distribuidora por incumplimiento de las obligaciones establecidas en el marco regulatorio y el contrato de concesión.

Asimismo, el Ente destacó que esta acción no implica una modificación en el cuadro tarifario para hogares, comercios y grandes usuarios públicos de salud y educación. Lo cual procederá luego de la realización de la Audiencia Pública convocada para el día 17 de febrero.

Las dos normas del Ente precisaron que las distribuidoras deberán determinar e informar, para estos casos, el subsidio correspondiente por cada factura debiendo ser identificado como ‘Subsidio Estado Nacional’ en las facturas de sus personas usuarias.

Los nuevos montos de las tarifas plenas sin subsidio se dieron a conocer dos semanas antes de la realización de la audiencia pública en la que se analizarán las propuestas de las distribuidoras y transportadoras que serán tenidas en cuenta para decidir un nuevo cuadro tarifario.

En el marco de las presentaciones de sus proyecciones económico-financieras (PEF), Edenor y Edesur presentaron ayer sendas documentaciones a la interventora del ENRE, Soledad Manín, en la que aseguraron que es “imprescindible” una “adecuación tarifaria”.

De la proyección presentada por la empresa Edesur se observa un requerimiento de aumento de 132% de sus ingresos con respecto al 2021.

Edenor, por su parte, presentó dos escenarios: uno con los supuestos macroeconómicos fijados por el ENRE en base al proyecto de ley de Presupuesto rechazado por la oposición en el Congreso (33% de inflación y dólar a $ 131,10 a fin de año) y otro en base a estimaciones hechas por la propia compañía en octubre del año pasado (46,8% y $ 153,40, respectivamente).

El resultado de la proyección para 2022 con las variables macro remitidas por el ENRE en la presentación de Edenor se observa un requerimiento de aumento del 74% de sus ingresos con respecto al 2021.

En cuanto a la necesidad de fondos para el escenario estimado por la distribuidora, Edenor presento un requerimiento de aumento del 88% de sus ingresos con respecto al 2021.

Las tarifas de electricidad tuvieron un incremento del 9% en mayo del año pasado (con un impacto aproximado del 20,9% en el Valor Agregado de Distribución), en medio de un congelamiento iniciado en marzo de 2019.

Los subsidios en las tarifas de energía eléctrica se asignan a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), que en 2021 ascendieron a $ 695.830,9 millones, equivalentes al 66,5% de todos los subsidios destinados al sector energético, según informes de la Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública (ASAP).

La operación comprende a las concesiones Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet

En el marco de una consistente estrategia de negocio de crecimiento en el país, Oilstone Energía S.A. (Oilstone) concretó la adquisición del 100% de las concesiones de explotación Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet, en la Cuenca Neuquina, a la compañía GeoPark Argentina SAU. La operación fue aprobada por la autoridad de aplicación el pasado viernes 21 de enero y, el 1 de febrero, la empresa procederá al take over de dichas concesiones. 

Con la incorporación de las nuevas áreas de explotación, la compañía operará 15 concesiones siendo el titular del 100% de todas ellas con una producción total de 500m3/d de petróleo y  1 MMm3/d de gas (10.000 BOE/d), con un equipo de 286 personas propias más la contratación de empresas de servicios. 

Oilstone mudará su base operativa actualmente localizada en la ciudad de Plaza Huincul a la Base Operativa en El Porvenir, localizada sobre la RN 22 a la altura de Challacó, donde también se encuentra instalada la Planta de Despacho con ingreso directo al Oleoducto de Oldelval. Además con esta adquisición se incorpora el gasoducto que vincula a Puesto Touquet con la Planta de Acondicionamiento y Compresión de gas propiedad de Transportadora de Gas del Sur, localizada  en Plaza Huincul. 

Los reservorios convencionales todavía tienen mucha producción por aportar, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos. Esta es la razón por la cual Oilstone continúa focalizando su operación en campos maduros, con una concentración geográfica que permite optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente.

Acerca de Oilstone Energía S.A.

Fundada en 2010 en Argentina, Oilstone Energía S.A. es una petrolera independiente de explotación y producción de hidrocarburos. Es una compañía sólida, profesional y flexible, cuya producción de petróleo y gas natural ha crecido, desde sus inicios, de forma ininterrumpida. 

Oilstone opera 15 concesiones de explotación que comprenden una superficie de 3.000 km2 de la Cuenca Neuquina.

Shell obtuvo en 2021 un beneficio atribuido de 20.101 millones de dólares por el fuerte incremento de los precios del petróleo y gas al reactivarse las economías tras el freno por la pandemia. Esos beneficios contrastan con las pérdidas atribuidas de 21.680 millones de dólares en 2020, cuando los precios energéticos llegaron a colapsar por la crisis de la covid-19, pero desde mediados de 2021 se modificó la tendencia.

En un comunicado remitido a la Bolsa de Valores de Londres, Shell señaló que sus ingresos anuales totales alcanzaron los 272.657 millones de dólares, un ascenso del 48,8 % frente al año anterior. A pesar de los positivos resultados, impulsados por el buen desempeño de la compañía en el último trimestre de 2021, las acciones de la empresa bajaban esta mañana un 1,24 % en el parqué londinense y se situaban en 2.253 céntimos.

Los beneficios anuales antes de impuestos llegaron a 29.829 millones de dólares, frente a las pérdidas antes de impuestos de 26.967 millones de dólares en 2020.

Debido a los buenos resultados, Shell anunció hoy una recompra de acciones por 8.500 millones de dólares para la primera mitad de 2022 y un incremento de los dividendos del 4 %. En 2021, Shell hizo compras por valor de 174.913 millones de dólares, mientras que los gastos de producción y fabricación llegaron a 23.822 millones de dólares, según la petrolera. Los gastos por venta, distribución y administración se situaron en 11.328 millones de dólares, un 14,6 % más que en 2020.

La deuda neta de la empresa se situó en 2021 en 52.555 millones de dólares, un 30,2 % menos que el periodo anterior. La reducción de la deuda respondió en parte a la generación del flujo de caja en el último trimestre de 2021, debido a los ingresos por desinversiones a raíz de la venta de Permian en Estados Unidos.

El flujo de caja de las actividades operativas en el cuarto trimestre de 2021 fue de 8.200 millones de dólares, mientras que en esos tres meses la empresa completó la recompra de títulos, cuyo coste fue de 1.700 millones de dólares. El consejo de administración espera que en el primer trimestre de 2022 el dividendo sea de 0,25 centavos por acción.

En enero de 2022, Shell completó la venta de sus intereses en Deer Park Refining Limited Partnership en Estados Unidos. Los activos totales de la empresa se situaron al 31 de diciembre pasado a 404.380 millones de dólares. «Hemos conseguido un fuerte desempeño financiero en 2021 y nuestra fortaleza financiera y disciplina apuntalan la transformación de nuestra compañía», señaló este jueves el consejero delegado de Shell, Ben van Beurden.

«Hoy estamos haciendo nuestra distribución con el anuncio de un programa de recompra de acciones de 8.500 millones de dólares y esperamos incrementar nuestro dividendo por acción en un 4 % para el primer trimestre de 2022», agregó.

Los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y los representantes de los productores aliados, liderados por Rusia, que juntos forman la denominada OPEP+, han acordado seguir adelante con el incremento gradual de la oferta de crudo en 400.000 barriles diarios para marzo de 2022, tal y como contemplaba la hoja de ruta pactada en julio del año pasado.

En su reunión virtual de este miércoles, los ministros de la OPEP+ han ratificado la hoja de ruta para el reequilibrio de los mercados petroleros acordada en la cumbre mantenida el pasado mes de julio, cuando fijaron un ritmo de incremento mensual de 400.000 barriles hasta eliminar completamente el ajuste de 5,8 millones de barriles diarios implementado en respuesta a la crisis provocada por la pandemia de coronavirus.

Tras una reunión por videoconferencia, los ministros han decidido «reconfirmar el plan de ajuste de producción y el mecanismo de ajuste mensual aprobado en la XIX Reunión Ministerial OPEP y no OPEP y la decisión de ajustar al alza la producción total mensual en 0,4 millones de barriles diarios para el mes marzo de 2022».

Asimismo, los países de la OPEP y los productores al margen del cártel han confirmado que volverán a reunirse el próximo 2 de marzo.

Después de conocerse la decisión de la OPEP+, el precio del barril de crudo Brent, de referencia para Europa, se mantenía por encima de los 90 dólares, mientras que el crudo WTI, de referencia para Estados Unidos, cotizaba por encima de 89 dólares.

En lo que va de 2022, el precio del barril de Brent se ha encarecido casi un 14%, mientras que el de WTI sube más de un 18%.

La petrolera Shell también ajustó al alza los precios de sus combustibles en un nivel promedio de 9 por ciento, aplicando un criterio similar al que YPF comunicó en la noche del martes.

Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de la marca Shell en la CABA son: Nafta V-Power (Premium) 118,9 pesos el litro; Nafta Súper $ 99,9; V-Power diesel 115.7 pesos, y Fórmula Diesel (común) $ 96,3 el litro.

Por otra parte, los combustibles comercializados por Axion no registraban aumentos hasta la noche del miércoles 2 , y desde la Compañía se indicó a E&N que “se está analizando el impacto en el mercado de los aumentos ya anunciados, para resolver en las próximas horas”.

Las compañías coinciden en puntualizar la necesidad de una actualización de los precios, habida cuenta del incremento de la cotización internacional del petróleo, y de la inflación acumulada desde mayo del año pasado, cuando se practicó la última suba del 2021.

El consumo de energía eléctrica a nivel nacional en 2021 aumentó  5,44 % respecto al 2020, tal como indica el informe anual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA).

El documento también indica que la demanda residencial creció 2,04 %, y que el resto de los segmentos de consumo, es decir, No Residencial y Grandes Usuarios, también registraron un incremento.

La mayor suba correspondió a Grandes Usuarios -GGUU- del Mercado Eléctrica Mayorista (MEM), con un resultado final de 15,88 %.

En CABA y Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país (38,99 %), la demanda se amplió en un 4,99 %.

El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue abril, ya que alcanzó un 15,84 % más respecto al mismo mes de 2020. El descenso más notorio fue durante febrero, con una caída relativa de 6,67 % en comparación con febrero del año anterior.

Las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante 2021 fueron: Buenos Aires, Corrientes y Santa Cruz, todas con un incremento superior al 9 %, mientras que los menores niveles se detectaron en Formosa, San Juan y Tucumán.

Tras la actualización del precio de los combustibles dispuesta por YPF,  el presidente de la Confederación de Entidades de Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA), Gabriel Bornoroni, aseguró que la medida le da “un respiro” a las 5 mil estaciones de servicio y a las 65 mil familias que sostienen su operación.

 “Estamos atravesando una situación compleja, con altos costos e ingresos a la baja desde hace casi nueve meses; y esta medida trae un poco de alivio para el sector”, planteó el dirigente.

“Las estaciones estamos pasando por una situación crítica. A la recesión de 2018 se sumó luego la pandemia y casi en el último año un atraso en los precios de los combustibles que nos puso la soga al cuello”, advirtió.

 “En un contexto con inflación sin techo, con paritarias al 54 % y carga impositiva altísima, la actualización dispuesta por YPF nos da un poco de tranquilidad para seguir trabajando y sostener la operación. El desafío hacia adelante es evitar que se vuelva a ensanchar ese desequilibrio”, marcó.

El atraso del precio de los combustibles con relación al resto de los precios implica que cada estación de servicio tiene que vender mayores volúmenes para evitar pérdidas.

Como lo indica el último informe de expendio de combustibles elaborado por CECHA, 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 se encuentra actualmente en 313,500 litros, volumen mensual que no alcanza el 47.2 % de las estaciones de servicio del país.

Consultado sobre la posibilidad de que esta corrección de precios se traslade a los valores de la canasta básica de alimentos, Bornoroni  señaló que “según informes elaborados por la entidad en base a datos del INDEC, un 10 % de incremento en el precio de los combustibles incide en un 0,04 % en el Índice de Precios al Consumidor. Esa es la realidad, pero que los actores de la economía utilicen esto como un aval para aumentar todo, eso es otra cosa”, aseguró.

El presidente de YPF, Pablo González, describió que las inversiones previstas para este año por la compañía energética de mayoría accionaria estatal superarán en unos 1.000 millones de dólares a la de US$ 2.700 millones realizada en 2021.

González, y el CEO, Sergio Affronti, mantuvieron una reunión con el Jefe de Gabinete nacional Juan Manzur. “Se trató de una reunión de trabajo con un repaso general de la agenda energética de YPF en materia de renovables y también de producción de petróleo y gas. Estuvimos analizando el resultado de la gestión de YPF durante el año pasado, fundamentalmente el crecimiento del 20 por ciento en la producción de hidrocarburos, luego de una caída en los cinco años previos”, destacó.

En cuanto a las inversiones detalló que “hemos tenido un incremento muy importante durante el segundo semestre del 2021 y este año vamos a tener una inversión superior. El año pasado fue de 2.700 millones de dólares y este año van a ser unos 1.000 millones de dólares más”.

González agregó que “armamos con el Jefe de Gabinete una agenda de trabajo común para la semana que viene, en la que el lunes, estamos anunciando en San Juan una inversión para un parque solar de energía renovable”.

“Estuvimos analizando también la situación del offshore y los proyectos en relación al CAN 100, y también analizamos el tema precios (de los combustibles), luego del anuncio de hoy (suba de 9 % promedio) después de ocho meses en los que no hubo incrementos”, detalló el directivo.

“El corazón de las inversiones de YPF son la producción de petróleo y gas, que es lo que le da energía para el crecimiento a la Argentina. Ahí es donde se van a direccionar la mayoría de los recursos, pero no vamos a dejar de lado el crecimiento que tiene en YPF en energías renovables”, señaló.

“La puesta en marcha del parque eólico Cañadón León, posicionó a YPF como la segunda productora de energía renovable de Argentina con 400 megas. Vamos seguir invirtiendo en YPF tecnología con YPF Litio, el Consorcio del Hidrógeno, y en buscar más proyectos en energías renovables”, describió González.

JEMSE, la empresa de energía y minería jujeña anunció el llamado a licitación para la construcción, puesta en funcionamiento, operación, explotación, mantenimiento de 8 parques solares en la provincia de Jujuy, que conforman la Etapa 1 del Proyecto Solar Distribuido por una potencia de 48 MW.

“Este proyecto, junto con los demás proyectos de energías renovables ya desarrollados, cambiará de manera radical la matriz energética de la provincia, convirtiendo a Jujuy en una provincia más sustentable y ayudando al país a cumplir con los acuerdos de Kioto y París”, señaló un comunicado. 

En este proyecto la energía que se generará se consumirá en espacios geográficos contiguos evitando así el uso de grandes estructuras de transporte y transformación.

“Es un proyecto innovador a nivel Nacional, entre una Empresa Generadora y una Empresa Distribuidora, logrando alentar a otros actores del Mercado Eléctrico Argentino en este tipo de esquemas de negocios y fomentando con ello la generación de energía eléctrica a través de medios renovables”, expresó Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE.

Las 8 plantas que se construirán en la primera etapa acumulan una potencia de 48 MW nominales, y serán entregados en su totalidad al sistema distribuido e interconectado de la provincia de Jujuy.

Las locaciones previstas para la implantación de los proyectos están de acuerdo a los estándares de calidad para la generación solar, desde su altura (proximidad al sol), horas de exposición solar diarias (latitud favorable), geomorfología (extensos valles) y una adecuada infraestructura eléctrica ya en servicio.

Los proyectos se realizarán según una preferencia basada en la necesidad energética de la zona. El orden de inicio en la ejecución de cada proyecto es: PI Perico 6Mw, Cannava 6Mw, Guerrero 12Mw, El Carmen 3 Mw, Los Lapachos 6Mw, Caimancito 6Mw, Yungas 3 Mw y Chalican 6 Mw.

La petrolera estatal Petroecuador perforará 33 pozos este año, a través de contratos especiales con financiación según ha informado el Gobierno del país latinoamericano en un comunicado.

Los contratos serán suscritos con los consorcios WayraEnergy en el campo Oso, el Bloque 7, el campo Yuralpa y el Bloque-21; por Shaya Ecuador en el campo Auca y el Bloque 61 y por Shushufindi en el campo del mismo nombre en el Bloque 57. Los activos están ubicados en las provincias de Orellana y Sucumbíos.

En el campo Yuralpa se perforarán 10 pozos. En el caso de Auca, está planificada la perforación de 11 pozos, de los cuales siete son productores de petróleo y cuatro inyectores de agua. Con Shushufindi se sumarán 12 pozos más a desarrollar.

El gerente general de EP Petroecuador, Ítalo Cedeño, ha confirmado estas previsiones durante una visita a las instalaciones de los Bloques 61, 57 y 7, conjuntamente con funcionarios de la Gerencia de Exploración y Producción de Petroecuador, y representantes de las empresas, con la finalidad de constatar la normal operatividad y mantener reuniones con técnicos trabajan en estas localizaciones y en los consorcios de los campos más productivos del país, y también buscar acuerdos, en los casos en los que haya dificultades de trabajo con las comunidades vecinas a la operación.

Adicionalmente, Cedeño ha subrayado que uno de los ejes de su gestión será continuar con las campañas de perforación previstas para este año mediante la utilización de recursos propios y trabajar en un plan prioritario que permita incrementar de forma progresiva la producción petrolera a través de la incorporación de nuevas tecnologías y la inversión privada.

«Tenemos que aprovechar los precios altos del petróleo, para beneficiar a todos los ecuatorianos. Es nuestra obligación optimizar los campos», ha apostillado Cedeño.

Actualmente, Auca reporta una producción promedio diaria de 74.980 barriles (que representan el 20% de la producción total de EP Petroecuador), Shushufindi 58.807 barriles y Coca Payamino, 12.667 barriles de petróleo por día.

Petrobras vendió el 100% de su participación en 22 concesiones petrolíferas en el ‘clúster’ de Potiguar a una filial de 3R Petroleum por 1.380 millones de dólares, según ha informado en un comunicado.

La venta de estos activos incluye 22 concesiones de campos de producción petrolífera en tierra y aguas poco profundas, junto con su infraestructura para el procesado, refinamiento, logística, almacenaje, transporte y la salida tanto del crudo como del gas natural, localizados en la base de Potiguar, en el Estado Rio Grande do Norte.

De la cantidad total, 3R Petroleum ya ha abonado 110 millones . Otros 1.040 millones millones de se abonarán al cierre de la transacción y los restantes 235 millones serán desembolsados en cuatro vencimientos anuales de 58,75 millones cada uno.

Las cantidades no consideran ajustes hasta el final de la transacción, que está sujeta a la aprobación regulatoria de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

La operación está en línea con la estrategia de gestión de portafolio de Petrobras y la concentración en activos de aguas profundas y ultraprofundas. Según la petrolera, en este tipo de activos se ha mostrado un gran margen de competitividad a lo largo de los años, produciendo crudo de mejor calidad con menos emisiones de gases de efecto invernadero.

La compañía invertirá USD 93 millones para el desarrollo de la primera etapadel Parque Solar Zonda de 100 MW, ampliable a 300 MW, ubicado en la provincia de San Juan.
YPF Luz emitió su primer bono verde por un monto total de 63,9 millones de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años. Se trata de un bono verde dollar linked cuyos fondos serán destinados a la construcción y explotación del primer parque solar de la compañía, que se ubicará en la localidad de Bella Vista, departamento de Iglesia en la provincia de San Juan.
Complementando la emisión del bono verde, YPF Luz además reabrió su bono dollar linked Clase IX por un monto nominal total equivalente a 10,9 millones de dólares a una tasa negativa del 0,26%, con vencimiento en agosto del año 2024. Esto implica que la Compañía recibirá un monto equivalente a 11,9 millones de dólares, 1 millón de dólares por encima de la obligación contraída.
La emisión del bono verde fue calificada por FIX, afiliada de Fitch Ratings, la cual concluyó que las Obligaciones Negociables Clase X emitidas por la compañía, están alineadas a los cuatro componentes principales de los Principios de Bonos Verdes (GBP por sus siglas en inglés) del ICMA (International Capital Market Association) generando un impacto ambiental positivo.
El Parque Solar Zonda generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica. En una primera etapa se estima una generación de 100 MW, ampliable a 300 MW, equivalente al consumo de 70.000 hogares. YPF Luz venderá la energía limpia generada a grandes usuarios y clientes industriales en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas. La etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales.
“Estamos muy orgullosos de emitir nuestro primer bono verde para el desarrollo del Parque Solar Zonda, que generará energía solar desde San Juan. De esta forma YPF Luz refuerza su presencia federal, con operaciones y proyectos en 6 provincias del país. Este proyecto no solo refleja el compromiso de la compañía de continuar diversificando la matriz energética nacional, sino también nuestra responsabilidad con el medioambiente, y con nuestras comunidades”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 120.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.
Acerca de YPF Luz
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) nacida en 2013, es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país.
Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y
está construyendo otros 100 MW. YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite

La petrolera YPF dispuso y comunicó un aumento de precios de surtidor del 9 % promedio país para las naftas y gasoils que comercializa, a partir del miércoles 2 de febrero a las 0 horas.  El incremento promedio país, incluye un incremento de 2 puntos porcentuales más en los productos premium  (YPF Infinia), se indicó.

Se trata del primer aumento desde mayo 2021, refirió la empresa, y agregó que “posterior a este ajuste, continuaremos monitoreando la evolución de las variables que inciden en la formación de precios, teniendo en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país”.

Un factor que incidió en la decisión de la petrolera de bandera ha sido el fuerte aumento de los precios internacionales del crudo.  El barril del Brent cotiza en torno a los 88 dólares y el WTI cerca de los 83 dólares, con alzas que rondan 17 % respecto de diciembre.

 El fuerte volumen de ventas de combustibles por parte de YPF en el mercado local incide en las decisiones de precios de otras importantes empresas (por caso Shell y Axion) por lo que es dable esperar que estas compañías también muevan sus precios en las próximas horas.

En un comunicado YPF puntualizó que “durante 2021 la empresa incrementó significativamente las inversiones en línea con su plan anunciado a comienzos de año por un valor de 2.700 millones de dólares, representando un incremento de más del 70 % respecto a las inversiones de 2020”.

“Este nivel de inversiones permitió un fuerte crecimiento en la actividad petrolera en todo el país y una importante recuperación de la producción a partir del segundo semestre”, destacó.

 Mediante este plan YPF logró estabilizar la producción de petróleo crudo y gas después de 5 años de caídas consecutivas. Asimismo, en 2021 YPF continuó con el proceso de desendeudamiento iniciado en 2020, alcanzando en el último trimestre, el menor nivel de deuda registrado desde el año 2015, puntualizó la Compañía.

Y agregó que “para 2022 se prevé continuar con un crecimiento significativo del plan de Inversiones superior al 40 % respecto al año anterior, apuntalando principalmente las actividades de producción de petróleo y gas natural, afianzando su liderazgo en energías renovables y poniendo en marcha importantes reformas en las refinerías de la Compañía”.

La petrolera explicó además este incremento de precios “con el fin de sostener el plan de crecimiento para 2022 en un contexto de prudencia financiera y en el marco de la evolución de los últimos meses de ciertas variables macro locales e internacionales”.

YPF añadió que “ posterior a este ajuste, continuaremos monitoreando la evolución de las variables que inciden en la formación de precios, teniendo en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país.

Cabe referir que desde mayo 21 a la fecha, las diferentes variables que impactan en la economía de YPF evolucionaron de la siguiente manera: • Devaluación +11,35 %; • Inflación +29,18 % (Enero 2022 (proyección BCRA-REM) vs Mayo 2021;  Precio del etanol +16,07 %; precio del biodiesel +46,61 %; • Precio del Brent en USD +31% (hoy en 89 US$/bbl).

En cuanto a la fuerte demanda de combustibles, YPF destacó que registra “una fuerte recuperación de la demanda de combustibles (vs Diciembre 2019; +10 % gas oil y + 8 % naftas). El mercado de naftas de Diciembre  2021 fue el más alto de la historia”.

El consumo de combustibles en estaciones de provincias limítrofes, en particular Misiones, se ha incrementado en varias Estaciones de Servicio en hasta dos veces el consumo histórico, se explicó,

Desde la petrolera se hace hincapié en que la actualización de precios en surtidor también tiene un peso específico en el mercado laboral, sirviendo para contener más de 60.000 puestos de trabajo y el acompañamiento de la actividad de comercialización de combustibles (EESS) donde trabajan más de 25.000 personas solo en YPF.

Por Santiago Magrone

La compañía Nucleoeléctrica Argentina SA (NA-SA) y la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC) suscribieron el contrato para la construcción de la central Atucha III, dotada con un reactor de 1.200 MW que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha de la localidad de Lima, en Zárate.

La firma (por videoconferencia) ocurrió pocas horas antes del inicio del viaje del Presidente Alberto Fernández con destino a Rusia y a China países con los cuales Argentina procura consolidar relaciones políticas, económicas y financieras, por caso en el rubro de la Energía.

China ya financia la construcción de las centrales hidroeléctricas sobre el Río Santa Cruz (denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic) respecto de lo cual se firmará una adenda al contrato original que adecua plazos y condiciones de pago.

También se considera la posible participación de empresas chinas en la construcción de un nuevo gasoducto troncal que, diseñado para su tendido en dos etapas, permitirá incrementar el transporte de gas natural producido en Vaca Muerta (Neuquén), para el abasto interno y para la exportación a Brasil.

Otro tema relevante lo constituye la explotación de Litio en la región noroeste del país, y el interés de China en desarrollar inversiones en el rubro, incluída la fabricación de baterías.

Asimismo, están avanzando las gestiones con vistas a la posible venta a China de dos reactores para la producción de radioisótopos de uso en medicina nuclear construidos por INVAP.

El contrato EPC que acaba de suscribirse estima 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.

Atucha III tendrá una vida útil inicial de 60 años, en tanto que las obras que comenzarán a fines de este año requerirán la creación de más de 7 mil empleos y una integración aproximada del 40% de proveedores nacionales, se indicó.

Participaron del acto de firma los presidentes de la CNNC, Yu Jianfeng; y de NA-SA, José Luis Antúnez; los embajadores de la Argentina en China, Sabino Vaca Narvaja; y de China en la Argentina, Zou Xiaoli; el director adjunto de la Autoridad de Energía Atómica de China, Huang Ping; el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof el subsecretario nacional de Energía Eléctrica, Federico Basualdo,  el ministro bonaerense de Seguridad, Sergio Berni; y la diputada nacional Agustina Propato.

En ese marco, Kicillof destacó que “estamos celebrando la firma de un contrato histórico entre China y la Argentina, que por un monto de 8.300 millones de dólares va a generar mucha actividad y va a crear empleo tanto para la construcción como para la gestión de la central nuclear, consolidando a la provincia de Buenos Aires como la región con mayor peso en términos energéticos dentro de nuestro país”.

El Gobernador señaló que “luego de que en 2015 acordáramos la construcción de esta central nuclear, debimos afrontar cuatro años de retrocesos en los que se suspendieron los trabajos y todos los avances que habíamos alcanzado”. “Hoy en la República Argentina todos somos conscientes de que sin energía no tenemos desarrollo posible”, añadió.

“Trabajaremos en estrecha colaboración con la Argentina para avanzar de manera segura y eficiente en la construcción de Atucha III”, aseguró Yu Jianfeng y añadió: “Desde la CNNC continuaremos ampliando los espacios de cooperación nuclear, inyectando un fuerte impulso para la consolidación de la asociación estratégica integral entre nuestros países, apoyando el desarrollo económico y social para beneficio de nuestros pueblos”.

Por su parte, Antúnez indicó: “Este contrato no es un hecho aislado, sino que forma parte de los lazos diplomáticos de 50 años entre la Argentina y China, que tuvieron un hito histórico en 2014 con la puesta en vigencia de la asociación estratégica integral entre nuestros pueblos”. “Con el mismo espíritu, este convenio busca que podamos abastecer la demanda eléctrica de la Argentina con energía de base, limpia, segura y sustentable para contribuir a combatir los efectos del cambio climático”, dijo.

“Este año festejamos el 50° aniversario del establecimiento de relaciones diplomáticas entre China y la Argentina, en los que hemos profundizando la cooperación para el beneficio mutuo en distintos campos”, sostuvo Huang Ping, al tiempo que valoró que “la firma para construir Atucha lll marca un nuevo salto en materia de cooperación dentro del sector nuclear entre ambos países”.

Nucleoeléctrica Argentina SA es la empresa pública que opera y construye centrales nucleares en el país. En la actualidad, tiene a su cargo la operación y comercialización de la energía eléctrica generada por las centrales Juan Domingo Perón – Atucha I, Néstor Kirchner – Atucha II y Embalse, en tanto que también provee servicios de ingeniería a otras empresas nucleares del mundo, entre las que se encuentran empresas subsidiarias de la CNNC.

La Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía, activó la Audiencia Pública (en formato virtual) para el tratamiento de la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que el Estado Nacional tomará a su cargo en el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino 2020-2024” aprobado por el Decreto 892/2020.

La Audiencia se inició con una presentación técnica a cargo de la Subsecretaría de Combustibles planteando que el análisis se refiere a la denominada Demanda Prioritaria que comprende a usuarios residenciales, comerciales y pymes industriales, que representan una demanda del orden de los 70 millones de metros cúbicos diarios.

También señaló cuales son las alternativas para el pago de la variación al alza del precio del gas PIST a los productores: Que el Estado Nacional asuma el costo total del incremento;  Que el Estado distribuya la carga de dicho incremento entre todos los usuarios (plano), o que se haga en forma progresiva y segmentada, según la capacidad económica de los usuarios.

Mientras, se indicó,  se continúa trabajando en una Revisión Tarifaria Integral (RTI), que debería estar definida hacia fin de este año.

Se explicó que en la actualidad entre 55 y 60 por ciento el precio total del gas PIST  (3,70 dólares por MBTU) para estos usuarios es afrontado por el Estado Nacional.

Y se indicó que “luego del análisis del precio esperado que tendrá el gas PIST (por la variación del peso en relación al dólar),  el costo fiscal total por el año 2021 que debería asumir el Estado para la demanda prioritaria es de 110.586 millones de pesos según el Presupuesto, y de 132.963 millones de pesos si tenemos en cuenta el REM (Relevamiento de Expectativas del Mercado) del Banco Central.

“O el Estado genera alguna partida adicional no prevista en el Presupuesto -por el monto que estaría faltando-de 56.000 millones de pesos (o 76.000 millones según el REM), o se debería trasladar a tarifa, con incrementos de hasta 23% según Presupuesto, o de hasta 33 por ciento tomando el REM”, se explicó.

Al momento de las exposiciones de los inscriptos para participar de esta Audiencia, resultó un común denominador entre los representantes legislativos, entidades de defensa del consumidor, y especialistas del sector, el planteo de la necesidad de precisar cuál es el precio de producción del gas en boca de pozo, considerando que el precio garantizado por Energía a las empresas productoras no había sido discutido en forma previa, ni debidamente demostrado técnicamente.

Varios de los expositores argumentaron que tal precio real sería sensiblemente menor al reconocido por Energía en el Plan Gas IV, concluyendo que las empresas productoras cuentan con un muy fuerte margen de ganancia.

Al respecto, varios expositores coincidieron en plantear que “en esta audiencia en lugar de discutir el PIST estamos discutiendo como se paga el incremento generado por la devaluación del peso contra el dólar”. Y refirieron que ello remite al criterio impulsado por el gobierno anterior, que el actual no modificó.

Asimismo, la mayoría de los expositores en la Audiencia rechazó cualquier intención del gobierno de trasladar a tarifa el mayor precio del PIST, e incluso que dicho incremento fuera absorbido por el Estado Nacional, planteando que debería ser absorbido por los propios productores.

“En los próximos 30 dias hábiles se emitirá una resolución informando que haremos con esta porción del gas prioritario para el año 2021”, indicó la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla”. Esto, ya en un contexto en el cual Economía procura una reducción de subsidios del Estado a las tarifas de los servicios públicos.

YPF y la Corporación Andina de Fomento (CAF) firmaron un préstamo financiero internacional a 3 años por 300 millones de dólares que representa el regreso de YPF al mercado financiero internacional, una vez concluido el canje de deuda global en febrero 2021, comunicó la Compañía.

Este financiamiento internacional demuestra la confianza de los mercados en los resultados obtenidos por YPF en 2021. Según algunas estimaciones, la compañía cerraría el año con una inversión de 2.700 millones de dólares aproximadamente y habría obtenido tres trimestres consecutivos superiores a los 1.000 millones de dólares. También, logró reducir la deuda a niveles de 2015.

Según se informó en la presentación de resultados del tercer trimestre 2021, la producción total de hidrocarburos mostró un crecimiento del 17 % desde el último trimestre de 2020.

Al respecto, cabe destacar los excelentes resultados en el no convencional con un crecimiento en el 2021 estimado del 73 % en crudo y 83 % en gas. También, en el convencional se logró revertir el declino de las bloques maduros.

Por ejemplo, el yacimiento Manantiales Behr logró niveles de producción que no se habían visto en sus 100 años de actividad, se indicó.

La compañía, además, lideró la transición energética en el país a través del consumo y la producción de renovables. YPF es hoy el principal consumidor de renovables del país, casi el 30 % de su demanda de energía eléctrica se cubre con energía renovable generada por YPF Luz. Además, esta empresa es la segunda generadora de renovables del país, y lidera el Mercado a Término de Renovables (MATER) con tres parques eólicos con una capacidad instalada superior a los 400 MW.

YPF avanzó en la investigación y desarrollo de otras energías como el Litio y el Hidrógeno a través de la creación de YPF Litio S.A. y la creación del Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno (H2ar) que lidera Y-TEC.

Detalles del crédito

El crédito está conformado por un Tramo “A” de u$s 37,5 millones aportados por la CAF y un Tramo “B” de u$s 262,5 millones financiado con la participación de 4 entidades de reconocida trayectoria: Santander, Industrial and Commercial Bank of China Limited, Dubai (DIFC), Itaú Unibanco y Cargill Financial Services International. El préstamo devengará una tasa de interés variable equivalente a Libor de 6 meses más un margen de 6,75 %.

Este préstamo AB se configura como el primer financiamiento sustentable de la compañía, cuyos fondos deberán ser destinados, entre otros, a proyectos elegibles desde la perspectiva “Environmental, Social and Governance” (ESG) que buscan principalmente garantizar el proceso de transición hacia una compañía más sustentable y comprometida con el medio ambiente.

YPF tiene relación con CAF desde hace más de 10 años. La Corporación Andina de Fomento es una de las principales fuentes de financiamiento multilateral en el área de infraestructura en Latinoamérica. La entidad opera hace más de 50 años en la región y está integrada por 19 países accionistas y 14 bancos privados de la región.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 17 de febrero con el objetivo de considerar las propuestas de las concesionarias del servicio público de transporte y distribución de energía eléctrica “tendientes a obtener una adecuación transitoria de tarifas, dentro del proceso de renegociación de la RTI y con carácter previo a definir las tarifas a aplicar”.

Se estima que los nuevos cuadros se aplicarán con vigencia a marzo o abril, y que estos deberían incluir el concepto y práctica de la segmentación de los subsidios tarifarios.

En dicha Audiencia se considerarán además opiniones respecto a la determinación de los precios de referencia estacionales de la Potencia, Estabilizado de Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), así como el Precio Estabilizado del Transporte (PET) y para el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF).

La Audiencia Pública, oficializada mediante la Resolución 25/2022, se realizará a partir de las 8:00 horas, su visualización y participación se realizará mediante una plataforma digital, y su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada a través de la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre/tarifas/audiencia-publica-2022.

La discusión acerca de nuevas tarifas de transición para el servicio de electricidad se enmarca en un contexto de serio deterioro en la calidad del suministro para todos los tipos de usuarios, en un verano que ha puesto en evidencia las debilidades de las redes y equipos de transmisión domiciliarias, con demanda creciente, cortes frecuentes y escasez de inversiones, mientras se aguarda por una nueva RTI antes de fin de año.

En diciembre último, desde la secretaría de Energía se estimó que el nuevo cuadro tarifario transitorio contendría un ajuste para este año del orden del 20 por ciento promedio.

En los considerandos de la R-25/2022 se describe que el Poder Ejecutivo Nacional, mediante el DNU 1020/2020 determinó el inicio de la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente, correspondiente a las transportadoras y distribuidoras de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, en virtud de lo establecido en la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública.

La citada ley facultó al PEN a iniciar un proceso de renegociación de la RTI vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de la Ley 24.065 del Marco Regulatorio Eléctrico. El Decreto 1020/2020 encomendó al ENRE realizar el proceso de renegociación de las revisiones tarifarias, considerándose necesaria la reestructuración tarifaria determinada en la Ley 27.541.

En enero de 2021, se inició el procedimiento de adecuación transitoria de las tarifas de distribución y transporte con el objetivo de establecer un Régimen Tarifario de Transición hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación. Se convocó a las empresas a participar de dicho proceso.

En marzo de 2021 se convocó y se realizó una audiencia pública, y en abril y mayo el ENRE remitió a Energía  sendos informes de elevación en el marco del Decreto 1020/2020, mediante los cuales se describió el estado de negociación tendiente a obtener la suscripción de un Acuerdo Tarifario de Transición.

La Subsecretaría de Energía Eléctrica instruyó al ENRE a realizar en la Transición “una adecuación del 9 % a aplicar sobre la tarifa final a los usuarios sobre los valores de las Resoluciones ENRE 78 y 79,  ambas de marzo de 2021, para EDENOR  y EDESUR , respectivamente”. En abril, y a través de las Resoluciones ENRE 106 y 107 se aprobaron los cuadros tarifarios vigentes a partir del 1 de mayo de 2021 para las dos distribuidoras.

Asimismo, Energía dictó la resolución 28/2022 por la cual “ha considerado conveniente que en las audiencias públicas que convoque el ENRE, con motivo de la adecuación transitoria de tarifas de transporte de energía eléctrica, se incorpore el tratamiento de los precios de referencia Estacionales de la potencia y energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y del Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego, y del precio estabilizado del transporte (PET) para la demanda de distribución, en particular, el tratamiento de los aportes que realiza el ESTADO NACIONAL (EN)”.

Para el tratamiento del tema Precios Estacionales de Potencia y de Transporte, la Audiencia será presidida por el Secretario de Energía, Norman Darío Martínez, y por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, quienes actuarán de manera conjunta o alternada, pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo.

Respecto del punto referido a las tarifas de Distribución y de Transporte por las redes domiciliarias, la Audiencia será presidida por la Interventora del ENRE, María Soledad MANIN y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por Marcelo BIACH y Diego BIBE, pudiendo también designar funcionarios competentes en su reemplazo.

Podrá participar en la Audiencia Pública toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva. Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre.

La resolución dispone habilitar, a partir de las Cero Horas del día 31 de enero de 2022 y hasta las 23:59 hs. del 14 de febrero de 2022, el Registro de Participantes al que se podrá acceder a través de la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre/tarifas/audiencia-publica-2022.

Quien solicite participar como expositor en la Audiencia Pública deberá manifestarlo en el Formulario de Inscripción, realizando en su parte pertinente un resumen que refleje el contenido de la exposición; pudiendo adjuntar, en archivo PDF, un informe de la exposición a realizar, así como toda otra documentación y/o propuesta relativa al objeto de la Audiencia Pública.

En la Audiencia Pública, las personas físicas participantes tendrán derecho a una intervención oral de 5 minutos y los representantes de las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas participantes, tendrán derecho a una intervención oral de 10 minutos.

El informe de cierre conteniendo la descripción sumaria de las intervenciones e incidencias de la Audiencia Pública, sin apreciación alguna sobre su contenido, se publicará en el Boletín Oficial y en la página Web del ENRE (www.argentina.gob.ar/enre) en el plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos, contados desde la finalización de la Audiencia Pública.

La Resolución 25, firmada por María Soledad Manin, hace saber a las Distribuidoras EDENOR y EDESUR que deberán presentar sus respectivos informes solicitados por el ENRE, y otro tanto a las Transportadoras TRANSENER, TRANSBA, TRANSPA, TRANSCO, TRANSNEA, TRANSNOA, DISTROCUYO, y al Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), “en el plazo de 5 días corridos de notificada la presente”.

La convocatoria a la audiencia incluye a también a la CAMMESA, a las Asociaciones de Usuarios registradas,  a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA), a la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica (ATEERA), a la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (AGUERA), a la asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA) y Asociación de Entes Reguladores Eléctricos (ADERE), a la Defensoría del Pueblo de la Nación y a la Dirección Nacional de Defensa del Consumidor.

Naturgy lanza la edición 2022 de la campaña de seguridad

Naturgy lanzó la edición 2022 de su campaña “Llame antes de excavar”, con el objetivo de brindar mayor seguridad y evitar accidentes cuando se realizan obras en la vía pública. La campaña se encuentra disponible en los 30 municipios del norte y el oeste del conurbano bonaerense donde la distribuidora brinda su servicio de gas natural por redes.

Naturgy ofrece asesoramiento, sobre las redes de gas, a todos aquellos que quieran realizar obras en la vía pública para preservar el estado de las mismas la continuidad normal del suministro y la seguridad de personas y bienes.

¿Dónde realizar las consultas?

La empresa dispone de una línea telefónica gratuita 0800-888-1137 y un correo electrónico prevenciondedanos@naturgy.com.ar a dónde deberán dirigirse las consultas para poder interiorizarse sobre la ubicación de redes subterráneas en el terreno elegido, para así evitar roturas que pongan en riesgo la salud de los trabajadores actuantes y de los vecinos aledaños, como así también de las viviendas y bienes.

Plan de prevención de daño

Para facilitar el trabajo de los constructores, la empresa cuenta con un Plan de Prevención de Daños, el cual contempla la entrega de documentación sobre la existencia de nuestras instalaciones, asesoramiento en obra y un manual explicativo con recomendaciones sobre cómo realizar trabajos de movimientos de suelos en forma segura. Este manual está disponible en la web de la empresa (Apartado Prevención de Daños).

Campaña llame antes de excavar en municipios

También el área técnica de Naturgy continuará en 2022 con el ciclo de charlas que se brinda, en los 30 municipios, a las empresas que realizan trabajos en vía pública para que puedan interiorizarse de todas las pautas que deben observar a la hora de realizar obras en la calle y no afectar las redes de gas.

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

La cita será del 20 al 23 de marzo en La Rural Predio Ferial y contará con la presencia de las principales empresas operadoras y proveedoras de la industria de los hidrocarburos.

Faltan menos de tres meses para el retorno de la Argentina Oil&Gas Expo, el encuentro de la industria energética donde se presentarán nuevas propuestas pensadas para todos los profesionales y visitantes del sector.

Tras el éxito en 2019, la Exposición Internacional del Petróleo y el Gas (organizada por el IAPG) vuelve a La Rural en su decimotercera edición y reunirá durante cuatro días a los principales tomadores de decisiones de la industria de los hidrocarburos.

Con el 100% de la superficie comercializada, el encuentro es una oportunidad única para generar contactos y nuevos negocios; ponerse al día con las novedades tecnológicas en materia de productos y servicios; conocer las tendencias a futuro del sector; formar parte de un ámbito de debate con profesionales de la industria, y estar al corriente de las últimas novedades mediante las actividades de actualización técnico-académica.

Entre las novedades de la XIII edición, se destacan las tecnologías relacionadas con la exploración, producción, distribución, transporte, refinación, elaboración y comercialización. Además, formarán parte de la muestra compañías de servicios especiales y proveedores de materiales y equipos, entre otras destacadas empresas de la industria.

Por otra parte, en cuanto a la oferta académica, este año se desarrollarán las Jornadas sobre gas natural y desarrollo no convencional bajo dos grandes ejes: “Estado actual y perspectivas del gas natural en la Argentina”, y “Del piloto a la masificación en el no convencional en la Argentina”. El objetivo de las jornadas es intercambiar experiencias, compartir conocimientos y fomentar la innovación en materia de sustentabilidad, cuidado de las personas y del medio ambiente, asuntos prioritarios en la agenda de la industria energética.

Además, la AOG Expo contará con un espacio pensado para los nuevos profesionales: la 5º edición de los #JOG, Jóvenes Oil & Gas. Esta jornada fue diagramada por y para las generaciones de profesionales recién iniciadas en la industria y los estudiantes avanzados interesados en trabajar en el sector. Permite analizar desde una óptica joven todas las áreas de la industria (upstream, midstream, downstream) y otros puntos claves del sector como las transiciones energéticas, la sustentabilidad, la inserción laboral y la diversidad en el ámbito del petróleo y el gas. A su vez, contará con una mini-expo con actividades disruptivas especiales para los más jóvenes.

En línea con las novedades de la exposición, se desarrollarán actividades especiales con el fin de trabajar temas en agenda transversales a toda la industria relacionados con la diversidad, la inclusión y los Objetivos de Desarrollo Sustentable.

Las expectativas para la nueva edición de AOG Expo son altas y con el objetivo de poder disfrutar del encuentro más importante de la industria energética y de los hidrocarburos, todas las actividades serán diagramadas bajo estricto cumplimiento de las normas pertinentes. A fin de promover visitas seguras, será obligatorio el uso del barbijo en las instalaciones y se dispondrán estaciones de sanitización en todas las áreas comunes.

La AOG Expo en esta edición comenzará un día Domingo, con lo cual es una cita ideal para que toda la comunidad se considere bienvenida y pueda recorrerla con su familia.

Organizador vía email aog@argentina.messefrankfurt.com o al teléfono +54 11 7078 4800.

Para más información sobre la exposición: www.aogexpo.com.ar

www.aogexpo.com.ar 

Pampa Energía certificó la ISO 55001:2014 en todas sus generadoras eléctricas, anunció la compañía.

Se trata de una norma internacional que especifica los requisitos de un sistema de gestión de activos, con el fin de alcanzar en forma sistemática los objetivos de mejora continua y obtener el máximo valor de nuestras centrales a lo largo de su ciclo de vida con equilibrio entre desempeño, riesgos y costos.

En Pampa, esta norma abarca las nueve centrales térmicas, los tres parques eólicos y las tres centrales hidroeléctricas que opera.

La auditoría externa de certificación fue realizada por el organismo TUV Rheinland y tiene una validez de tres años desde el 30 de diciembre de 2021.

Esta certificación es una de las primeras en Argentina y es la más relevante en generación eléctrica. Además, profundiza la importancia del mantenimiento y confiabilidad de los activos para que una organización se proponga objetivos desafiantes de mejora continua y los alcance.

El sistema de Gestión de Activos de la dirección de Generación Eléctrica de Pampa se apalanca en el fuerte compromiso de sus líderes y colaboradores y en los sistemas de gestión certificados en cada una de las centrales según las normas ISO 9001 (Calidad), 14001 (medio ambiente), 45001 (Seguridad y Salud) y 50001(energía).

Opinión

Los Intereses Marítimos de nuestro país, con costas de más de 5.000 kilómetros de extensión  y 2.800.000 km2 de superficie de mar, son constituidos por varios aspectos, siendo sus fundamentales las vías de comunicación marítimas y fluviales, la exploración de sus riquezas y de sus fondos, el empleo del mar como orden político internacional y la protección del medio ambiente.

Ninguno de estos componentes debe ir en mengua de otro, conservando el medido y justo equilibrio entre ellos, en el sendero del bienestar general de la población.

En estas circunstancias, la Cámara Naviera Argentina, desea destacar la decisión de las Autoridades Nacionales, con respecto a la continuidad y la expansión de la exploración y desarrollo de la actividad  OFFSHORE, en nuestra Plataforma Continental.

La tarea fue analizada por el Ministerio de Economía, Ministerio de Agricultura, Ganadería y Pesca, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la Armada Argentina y la Prefectura Naval Argentina, no sólo en cuanto a los alcances técnicos y operativos de los proyectos que se presentan, sino también en la ponderación de estudios y experiencias internacionales y nacionales  sobre  impacto ambiental  nulo  que la actividad sísmica para la exploración y explotación de hidrocarburos pudiere eventualmente generar.

A los beneficios energéticos y económicos que la expansión de esta actividad pueda arrojar en el futuro, es de destacar que la Marina Mercante Nacional podría encontrar paliativos para incrementar su  participación en las tareas futuras, por medio de la incorporación de más  embarcaciones de apoyo, supply, remolque,etc, y abriendo asimismo una nueva  ventana de inserción para nuestro personal embarcado, ampliando las fuentes de trabajo.

Paralelamente, puertos y actividades conexas verán  también, un aumento de  su actividad.

La larga trayectoria  y experiencia de la Cámara Naviera Argentina  en el sector de transporte por agua y su interacción con las autoridades del área, le dan plena confianza en que no obstante los resultados favorables de los estudios y análisis realizados, se efectuarán  los controles necesarios  y el debido seguimiento del monitoreo  para  garantizar la seguridad del medio ambiente marino, la vida humana en el mar y el hinterland, aspecto de particular importancia en los intereses marítimos en el mar.

En definitiva, creemos que es un paso adelante para consolidar a nuestro país, en el destino marítimo que su geografía le ha otorgado.

Genneia lideró nuevamente la generación de energías renovables en el país alcanzando el 18 % del mercado total y un 24 % de la generación de energía eólica en Argentina manteniendo, además, su posición en el Top Ten de generadoras de energías limpias de Sudamérica.

Según datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), durante el 2021 la empresa generó un total de energía renovable, solar y eólica, de 3.300.000 MWh, equivalentes al consumo de más de 900.000 hogares, provenientes de sus 7 parques eólicos y su parque solar.

 Así, Genneia genera energías limpias evitando la emisión de más de 1.400.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.

Octubre fue el mes con mayor generación de energía renovable en 2021, con un registro total de 329.412 MWh. Asimismo, el Parque Eólico Madryn, el más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en un mes, 93.766 MWh.

Además, en el marco de la reconversión de su matriz energética, Genneia redujo 35 % la generación térmica entre el 2020 y 2021, y obtuvo un crecimiento del 19 % en generación total de energía limpia durante ese período. De este modo, el 92 % de la energía generada por Genneia es renovable y solo 8 % proviene de fuentes convencionales.

“Todo esto ha sido posible gracias al trabajo de nuestro gran equipo, que gestiona 236 aerogeneradores y 283.320 paneles solares de manera concurrente. Nuestras operaciones en Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Pomona, Villalonga, Necochea y Ullum, son monitoreadas minuto a minuto desde nuestro Centro de Control de última generación, único en el país”, expresó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia.

Esta empresa, se indicó,  mantiene su vocación de liderazgo llevando adelante la construcción del nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, que se ubicará en el centro sur de la provincia de San Juan, que tendrá una capacidad instalada nominal estimada en 80 MW, lo que equivale al abastecimiento de 50.000 hogares.

La compañía ha invertido más de 1.100 millones de dólares en 18 proyectos renovables en los últimos 4 años y en este nuevo proyecto, suma 60 millones de dólares más, apostando a crecer en el demandante mercado corporativo.

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, alcanzando el 24 % de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector y una de las diez generadoras más importantes de Sudamérica.

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

La Secretaría de Energía de la Nación concluyó y puso en funcionamiento la línea de transporte eléctrico de Extra Alta Tensión (EAT) 500 kV entre las Estaciones Transformadoras (ET) Rincón Santa María (Corrientes) y ET Resistencia (Chaco). Se trata de la mayor obra de estas características en el país desde 2015, se indicó.

El secretario de Energía, Darío Martínez, señaló que “estamos construyendo con compromiso y visión federal la infraestructura de energía que necesitamos para consolidar la reconstrucción argentina en cada región del territorio nacional”.

El tendido de Extra Alta Tensión de 270 kilómetros de extensión es el primero de estas características que entra en funcionamiento desde 2015. La nueva línea amplía la capacidad de evacuación de energía Yacyretá y el Brazo Aña Cuá y refuerza, además, el intercambio eléctrico con Brasil. La obra fue reactivada en 2019 a partir del compromiso de la Secretaría de Energía para terminarla luego de años de paralización.

La obra concluida refuerza el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).  Esto permitirá afrontar contingencias en el Litoral y el Gran Buenos Aires, zonas en las que se concentra el 60% de la demanda eléctrica del país.

Esta obra significó una inversión de más de 113 millones de dólares y 2.800 millones de pesos aportados por el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) y el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF).

Fue iniciada en 2014, pero luego quedó paralizada en sucesivas ocasiones y finalmente reactivada en 2021, con el impulso de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el Comité de Administración del FFTEF (CAF), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) y el apoyo de los gobiernos de las provincias de Corrientes y Chaco.

El tendido consta de 567 torres de 36 metros de altura promedio que atraviesan terrenos selváticos y pantanosos de Corrientes y Chacho y sobrepasa el río Paraná mediante torres de 140 metros de altura.

“Luego de años de paralización, estamos reactivando y energizando obras fundamentales y estratégicas para la consolidación del sistema de transporte eléctrico en todo el país, lo que mejorará la calidad del servicio para millones de argentinos y argentinas y apuntalará el desarrollo económico, productivo y social”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, responsable de la realización de la obra.

En el aspecto ambiental, la construcción de la línea incorporó la plantación de 150.000 árboles en Chaco y Corrientes, a través de un innovador Programa de Compensación Forestal orientado a los pequeños productores de la zona, con objetivo de proteger el paisaje y la biodiversidad lo que ameritó un premio internacional a las buenas prácticas ambientales por parte de la CAF.

La ET Resistencia, donde concluyeron las obras de ampliación y adecuación de campos, es una de las de mayor importancia en el NEA, permitiendo la interconexión de todas las provincias del Norte Argentino, garantizando la provisión del SADI. Es operada y supervisada en forma remota, por telecomando.

Durante el año pasado se habilitaron 26 proyectos de energías renovables de gran escala en 10 provincias, que añadieron 1.004,57 MW de potencia instalada al SADI, un incremento del 24 % respecto a 2020. En cuanto al abastecimiento de la demanda, el 26 de septiembre se alcanzó el pico histórico, cuando se cubrió el 28,84 % del total nacional, destacó la Secretaría de Energía de la Nación.

En promedio, en el año 2021 el 13 % de la demanda total de energía eléctrica fue abastecida a partir de fuentes renovables, un incremento significativo respecto a 2020, cuando este origen representó el 10 % de la demanda del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).  De esta manera, el sector sigue avanzando hacia el objetivo de alcanzar en 2025 el 20 % del abastecimiento eléctrico con fuentes renovables, tal como establece la Ley 27.191.

El secretario del área, Darío Martínez, expresó que “Argentina está en un proceso de crecimiento en el que demandamos cada vez más energía y donde las energías renovables vienen cumpliendo un papel fundamental, logrando cubrir un porcentaje considerable de la demanda total en este último año. Por eso desde el gobierno nacional vamos a seguir trabajando para priorizar su crecimiento y que además sea con producción e industria nacional, generando trabajo y desarrollando nuestra ciencia y tecnología”.

Por su parte, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, destacó que “desde el Estado Nacional apoyamos los proyectos que demuestran avances, liberando la capacidad de transporte, que es fundamental para sumar nuevos proyectos e inversiones, y mediante el fomento a los contratos entre privados y a la generación distribuida”.

Del total de potencia instalada incorporada en 2021, el 97 % correspondió a fuentes de energías renovables. Actualmente, Argentina cuenta con 187 proyectos operativos que suman 5.181,74 MW a la matriz energética nacional, permitiendo abastecer la demanda eléctrica de 5,3 millones de hogares aproximadamente.

La tecnología que contribuyó con mayor generación en el año fue la eólica (74%), seguida por fotovoltaica solar (13%), los pequeños aprovechamientos hidráulicos (7%) y las bioenergías (6%), según la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

En junio pasado, la Resolución SE 551/2021 efectuó una reestructuración necesaria en el ordenamiento y la administración de las prioridades de despacho asignadas y asignables del Régimen Mater (que permite a grandes usuarios privados cubrir sus consumos de energía eléctrica por contratación individual, cogeneración o autogeneración por fuentes renovables), lo que liberó capacidad de despacho y propició inversiones, con un gran incremento en la presentación de proyectos el último trimestre.

En diciembre último la Resolución de la secretaría de Energía 1260/2021 permitió desbloquear  la capacidad de transporte eléctrico afectada a proyectos de energías renovables que no se concretaron por la crisis económica de 2018, mediante la rescisión voluntaria, y para apoyar a aquellos que sí demuestran avances, por medio de la reformulación de contratos.

La capacidad liberada podrá ponerse a disposición de nuevas inversiones genuinas para dar un nuevo impulso al crecimiento del sector.

De los proyectos inaugurados en 2021, el 42,3 % correspondió a la tecnología eólica, el 30,8 % a bioenergías, 15,4 % a solar fotovoltaica y 11,5 % a pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH).

Geográficamente, se distribuyeron 7 en la Provincia de Chubut (todos de tecnología eólica), 4 en la Provincia de Buenos Aires (3 de bioenergías y 1 de tecnología eólica), 3 en la Provincia de Córdoba (2 PAH y 1 de bioenergías), 3 en Santa Cruz  (todos de tecnología eólica), 2 en la Provincia de Chaco (ambos de bioenergías), 2 en Salta (ambos de tecnología solar), 2 en San Juan (ambos de tecnología solar), 1 en la Provincia de La Pampa (de bioenergías), 1 en Mendoza (PAH) y 1 en Misiones (de bioenergías).

El pico histórico de cubrimiento de la demanda eléctrica) a través de energías de origen renovable, el 28,84 % del total nacional, se alcanzó el 26 de septiembre de 2021 a las 9.30 horas. En ese momento, el 67,65 % fue abastecido por tecnología eólica, el 21,75 % por solar fotovoltaica, 5,55 % por PAH, y 5,05 % por bioenergías. El récord anterior, de 26,47 %, se había registrado el 12 de septiembre de 2021 a las 14.55 horas, mientras que en 2020 el pico máximo se dio el 8 de diciembre a las 8.55 horas, con 23,3 por ciento.

En Generación Distribuida de Energías Renovables, por su parte, se registró un crecimiento del 111 % en la cantidad de Usuarios-Generadores (UG) inscriptos y del 190 % en la potencia instalada. El aumento se dio por la incorporación de más de 5.961 kW, que equivalen al 65 % del total de potencia en el Régimen establecido por la Ley 27.424.  

Los Certificados de Crédito Fiscal (CCF), beneficios promocionales que brinda la Subsecretaría de Energía Eléctrica para la instalación de equipos de generación distribuida, fueron actualizados en julio. 

En el año se asignaron 15 CCF, correspondientes a 288 kW, por más de 11 millones de pesos, y fueron aprobadas más de 100 reservas por un monto total superior a los 100 millones de pesos.

El nuevo concurso de precios realizado por el Mercado Electrónico del Gas a pedido de CAMMESA para abastecer a las usinas generadoras en la primera quincena de febrero tuvo como resultado 14 ofertas por un volumen total diario de 18,5 millones de metros cúbicos y un precio promedio ponderado de 2,87 dólares el millón de BTU.

El concurso convocado por el MEGSA estuvo 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.

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

De las 14 ofertas, 9 correspondieron a productores de la Cuenca Neuquina, por un volumen de 10 MM3/día y precios que van desde 2,69 hasta 2,99 dólares el MBTU.

Otras 3 ofertas fueron de productores de Tierra del Fuego, por un volumen de 4,5 MM3/día a precios de 2,77 a 2,81 dólares el MBTU.

Otra oferta provino de productores de Santa Cruz, por 3 MM3/día y un precio de 2,83 dólares el MBTU, y la última a una oferta desde Chubut por 1 MM3/día, a US$ 2,88 el MBTU. Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 31/01/2022 y el 13/02/2022, se indicó.

Durante diciembre último se produjeron 559.000 barriles diarios de petróleo, superando entonces  los 557.000 de noviembre, números que no se obtenían desde octubre de 2012, informó la Secretaría de Energía de la Nación, haciendo hincapié en la fuerte presencia de la producción no convencional, que representa el 38 % de la producción total, con un crecimiento de 64 % interanual.

Asimismo, la producción de gas natural cerró el 2021 marcando un nuevo récord de 129 millones de metros cúbicos por día, con lo cual se convirtió en el mejor diciembre de los últimos 13 años.

Energía describió que estos números estuvieron impulsados principalmente por la producción no convencional de gas, que continúa creciendo y ya representa 52 % del total.

El secretario de Energía, Darío Martínez expresó que “le dimos reglas claras y previsibilidad a la actividad y mes a mes aumentó la producción. Esto nos permite generar más energía para acompañar el proceso de crecimiento que está viviendo Argentina”.

“Cuando un país produce más, genera más trabajo, más pymes abren sus puertas y se suman al sector, desarrollamos más valor agregado y más tecnología nacional. Todos aspectos claves para la reactivación económica que atravesamos” concluyó Martínez.

La producción total de petróleo superó en 14 % a la del mismo mes del año pasado. El gran aporte vino desde Vaca Muerta: Durante diciembre se produjeron 212.000 barriles diarios de petróleo no convencional (shale y tight), un 4 % más que en noviembre y casi un 64 % más en comparación con el mismo mes del año anterior.

En sintonía con los números nacionales, la provincia de Neuquén también mostró un crecimiento en la producción total de petróleo, que subió 3 % con respecto al mes de noviembre y 49 % interanual. La producción no convencional de crudo en la provincia aumentó en un 4 % y 66 %, respectivamente.

La actividad petrolera en todo el país se encuentra en alza y ya superó los números pre pandemia. La producción total de crudo en diciembre superó los valores de febrero de 2020, en casi un 6 %, mientras que la producción de petróleo no convencional superó esos valores en un 69 %, se indicó.

En cuanto al gas natural, la producción no convencional sigue en alza. Durante diciembre se produjeron un total de 67 millones de metros cúbicos aproximados por día, lo que significa un crecimiento interanual del 43 %, superando en 20 % los niveles que se tenían en febrero del 2020, antes del inicio de la Pandemia.

Darío Martínez puntualizó que “por mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner implementamos el Plan Gas.Ar, del cual estamos muy orgullosos, porque nos permitió aumentar la producción en un contexto global de crisis energética por falta de gas”.

En lo que respecta a Neuquén, los números reflejan la recuperación de la producción en Vaca Muerta: un crecimiento interanual de la producción de gas no convencional de más del 50 %, llegando a los 61 millones de metros cúbicos por día.

“Gracias al Plan Gas.Ar provincias como Neuquén han logrado producciones récord como nunca en su historia. Y estas son grandes noticias porque se genera un círculo virtuoso que genera más trabajo, potencia las economías regionales y les permite a las provincias recibir más regalías para construir escuelas, hospitales o lo que consideren prioritario” concluyó Martínez.

OPINION

. La reciente resolución 436/2021 que rubrica el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, autorizando nuevos trabajos de exploración hidrocarburífera en el Mar Argentino, ha sido motivo de controversia durante las últimas semanas.

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham Argentina), a través de sus empresas miembro, cuenta con una larga trayectoria en la búsqueda de la construcción de consensos en materia de política en general y energética en particular, y por ende nos vemos en la responsabilidad de aclarar algunos conceptos que confunden a la sociedad sobre las consecuencias del desarrollo de las exploraciones o explotaciones offshore o la realización de estudios sísmicos en el océano Atlántico.

Las experiencias locales e internacionales y los hechos fácticos al respecto, nos permiten concluir que el riesgo es casi nulo de este tipo de exploraciones y los beneficios sociales y económicos para las sociedades vinculadas son probados.

 • Relevancia de la exploración offshore

 En términos globales, y en base a datos publicados por la U.S. Energy Information Administration (2015), la producción de petróleo offshore fue responsable de casi el 30 % de la producción mundial de este producto.  Más aún, entre los principales descubrimientos de hidrocarburos convencionales en las últimas décadas, más del 90 % tuvieron lugar en yacimientos offshore.

 En América Latina, Argentina ha sido uno de los países pioneros en emplear esta modalidad, contando con más de 50 años de experiencia en explorar su mar continental en búsqueda de hidrocarburos, y habiendo perforado hasta el momento 187 pozos en lecho marino, sin incidentes ambientales significativos.

Si nos enfocamos en las plataformas presentes actualmente en el Mar Argentino (principalmente en la cuenca Austral), alrededor del 18 % del gas natural y el 2 % del petróleo utilizado por toda la población proviene de la actividad offshore que allí se realiza, con 37 pozos operativos que NO han tenido incidentes ambientales en los últimos años.

 Las operaciones previstas estarán localizadas lejos de las costas y por ende no afectarán el paisaje. No se presentan elementos fácticos para pensar que ante el potencial riesgo de un siniestro puedan estos afectar a las localidades costeras, de hecho, en México, EE. UU., Reino Unido y Brasil se extrae petróleo desde hace décadas y dichas exploraciones no han afectado en lo más mínimo las actividades de turismo.

En Río de Janeiro los pozos de Petrobras están frente a las costas y no por ello se encuentran afectadas las actividades pesqueras y/o turísticas.

 ¿Alguien podría decir que el turismo y la explotación petrolera offshore son incompatibles?.  En Noruega convive la actividad junto a la pesca ¿Podría alguien indicar que son polos opuestos? ¿Podremos pensar que la actividad turística o pesquera de Mar del Plata se verá afectada cuando la exploración se realizará a más de 300 km de distancia de la costa?.

 Numerosos informes técnicos señalan que el impacto final de la exploración o de explotaciones en plataformas offshore es bajo o nulo, mediante la aplicación de las medidas y protocolos de seguridad adecuados y mecanismos de mitigación o Planes de Gestión Ambiental requeridos. Este resultado es comparable con la experiencia internacional cuando se realiza la actividad siguiendo las mejores prácticas de la industria.

Cada año se realizan en el mundo cientos de campañas de prospección sísmica y lo mismo ha ocurrido en Argentina en los últimos años, sin impactos relevantes. No hay indicios ni hechos que nos demuestren científicamente que dichos estudios tienen efecto en la fauna marina del lugar.

Para garantizar que ninguna ballena, tortuga o elefante marino pueda ser afectado, existen protocolos que evitan o mitigan impactos sobre ellos.

 La Argentina ha aprobado a través de la resolución que ha emitido el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible Nacional un estudio de impacto ambiental que se encuentra disponible al público en general, elaborado por la empresa Equinor.

 El estudio cuenta con más de 2.000 páginas, incluyendo la Descripción del Proyecto, Línea de Base Ambiental, la Modelación Acústica, la evaluación de los Impactos ambientales y su valoración, así como las Medidas de Mitigación de dichos impactos, y el Plan de Gestión Ambiental, abarcando el programa de respuesta ante emergencias, garantizando con suficiente certeza la mitigación de todo riesgo de exploración sísmica en el mar argentino.

 También la sociedad pudo involucrarse participando de una audiencia pública celebrada en julio de 2021, donde se presentó abiertamente dicho estudio y se discutió su alcance.

 AmCham Argentina continuará defendiendo firmemente que la actividad offshore debe estar enmarcada en una estrategia a nivel nacional apuntada a mantener una matriz energética diversificada que habilite la provisión de mayores y diversas fuentes energéticas en favor del desarrollo económico, social y cultural del país.

 Asimismo, teniendo en cuenta que nos encontramos en un momento de transición, y considerando las principales características de esta actividad, entendemos que su desarrollo en nuestro país acompañará la planificación del uso responsable de los hidrocarburos en el camino hacia una matriz energética sostenible.

 En el plano económico, el potencial que ofrece la exploración offshore en el Mar Argentino cobra especial relevancia en el marco de la restricción externa y la situación de endeudamiento en la que la Argentina se encuentra.  En este contexto, iniciativas de este tipo resultan fundamentales para impulsar el desarrollo y la competitividad del país, a través de la creación de empleo, la atracción de inversiones y la generación de divisas.

La industria de extracción y exploración de hidrocarburos es una de las actividades generadoras de una mayor demanda de bienes y servicios y un multiplicador genuino del nivel de empleabilidad, las ciudades o puertos que son centro de dichas actividades se ven largamente beneficiados, mejorando sustancialmente los estándares de vidas de sus habitantes.

 Muchos países incluyendo la Argentina vieron aumentado sus inversiones en energías renovables, pero de manera progresiva, siendo imprescindible considerar que en los próximos años estas fuentes no serán suficientes para generar el 100 % de la matriz energética de nuestro país.  De ahí que, en esta transición, los hidrocarburos convencionales o no convencionales serán vitales para proveer el abastecimiento de la energía necesaria para la actividad económica y social.

Apoyamos el compromiso de nuestro país para alcanzar la neutralidad de carbono en el año 2050, pero mientras tanto debemos propender a desarrollar las otras fuentes de energía que nos permitan garantizar nuestro crecimiento sostenido. Nos encontramos ante la oportunidad de utilizar los recursos que disponemos, generando valor y colaborando a la vez con la construcción de un país más próspero y autosuficiente.

 Sin perder de vista el proceso de transición energética en el que nos encontramos comprometidos, ampliar oportunidades de desarrollo es un imperativo que, como sociedad, no podemos darnos el lujo de eludir.

La industria ha demostrado ofrecer las garantías suficientes para afirmar que se puede realizar las exploraciones y explotaciones hidrocarburísticas offshore, sin afectar las actividades productivas como la pesca y el turismo.

Esperamos que nuestros lideres sociales, políticos y empresariales entiendan claramente estos planteos y que el gobierno arbitre los mecanismos de control requeridos para que dichas exploraciones respondan con todas las medidas seguridad y remediación necesarias para garantizar la protección de las personas y del ambiente.

.* Acerca de AmCham AmCham Argentina – la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina – es una organización no gubernamental, independiente y sin fines de lucro, que desde hace 105 años trabaja promocionando el comercio bilateral y la inversión entre los Estados Unidos y la Argentina.  Nuclea a 640 empresas que emplean directamente a 420.000 personas y representan 42 rubros de la actividad económica, aportando el 19,2 % del PBI, el 39 % de la recaudación fiscal, el 19,3 % de las importaciones y el 23,4 % de las exportaciones de nuestro país.

Pablo Accastello
AmCham

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) desarrolla hoy la Audiencia Pública 102, convocada mediante la Resolución 518/2021, que pone a consideración la Adecuación transitoria de la tarifa del servicio público de transporte y distribución de gas natural (conforme el Decreto 1020/20), hasta tanto culmine una nueva Revisión Tarifaria Integral (la aplicación de la RTI de 2017 fue suspendida) para la que hay plazo hasta fin de este año.

Presidida por el Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, y por el Gerente General, Osvaldo Pitrau, la audiencia tiene un total de 108 oradores inscriptos. Hasta poco después del mediodía expusieron sus solicitudes de actualización transitoria de este componente de la tarifa los representantes de las compañías transportadoras TGN y TGS, y de las distribuidoras MetroGAS, Naturgy, Camuzzi Gas, Gasnor, Litoral Gas, GasNEA y ADIGAS.

Entre los expositores figuran además de las licenciatarias, legisladores, representantes de las defensorías del pueblo, asociaciones de defensa del consumidor, personas pertenecientes a las distintas asociaciones con representación colectiva y público en general, entre otros.

La Audiencia Pública se realiza vía streaming en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y puede seguirse su desarrollo en vivo a través de la plataforma de YouTube y la página web del Organismo, www.enargas.gob.ar. 

La licenciatarias han coincidido en puntualizar que no renuncian a reclamar el cumplimiento del criterio establecido en la RTI 2017/2022 en cuanto a la actualización tarifaria semestral aplicando el índice IPIM.

Al respecto, describieron el proceso de su aplicación hasta mediados de 2019, la postergación dispuesta en el tramo final del gobierno de Cambiemos, la suspensión en el marco de la Ley de Emergencia aprobada con el nuevo gobierno en diciembre del 2019, y la puesta en diseño de una nueva RTI con plazo de definición máximo de dos años (diciembre 2022).

Mientras tanto, se habilitó una modalidad de ajustes transitorios, que en el 2021 –señalaron- resultó muy inferior a la evolución de los costos operativos de las compañías para mantener la prestación del servicio. En la transición en curso quedaron suspendidos los planes de inversiones en la expansión del suministro fijados en 2017.

El componente de Distribución representa aproximadamente el 20 por ciento de la estructura de la tarifa global que se factura. Alrededor del 40 por ciento es el Precio del gas,  11 por ciento es Transporte y 29 por ciento Impuestos.

En términos promedio las distribuidoras y transportadoras están solicitando subas transitorias, a partir del 1 de marzo próximo,  del orden del 80 por ciento para dichos componentes, con una incidencia promedio de 30 por ciento en la factura al usuario residencial de consumo medio.

La incidencia en la factura varía a la baja para los casos de usuarios alcanzados por la Ley que establece tarifas diferenciales a la baja (del 30 y el 50%) por Zona Fría. La Audiencia se extenderá, muy posiblemente, hasta el jueves 20.

El presidente Alberto Fernández afirmó que “estamos haciendo posible que el país tenga energía renovable, hecha en Argentina por argentinos”.

Lo hizo al encabezar en la ciudad de San Juan el lanzamiento del Clúster Renovable Nacional, un organismo público-privado con representación de seis provincias que favorecerá la producción de bienes, tecnologías y servicios asociados a la generación eléctrica de fuentes renovables “para garantizar una Argentina federal y sustentable que apueste a las economías regionales”, se indicó.

“Estamos haciendo posible que el país tenga energía renovable, hecha en Argentina por argentinos”, indicó el mandatario desde el Centro Cívico, acompañado por el gobernador local, Sergio Uñac, además de los mandatarios provinciales de Río Negro, Arabela Carreras; Catamarca, Raúl Jalil; La Rioja, Ricardo Quintela; y Neuquén, Omar Gutiérrez, que participó de manera remota, y el vicegobernador de Mendoza, Mario Abed.

Alberto Fernández destacó que “el proyecto para desarrollar energías renovables es muy interesante en un mundo que enfrenta el problema del cambio climático”, sobre cuya dimensión “tenemos que tomar conciencia”, y aseveró que “Argentina tiene un compromiso para enfrentar las consecuencias de ese cambio climático, porque si no paramos vamos a dejar un mundo peligroso para las generaciones venideras”.

En esa línea, añadió que “para poder reducir las emisiones ambientales que producen el efecto invernadero y aumentan el calor de la tierra, definitivamente, debemos ir sustituyendo los combustibles fósiles por energías renovables como la solar y la eólica”.

En cuanto al impacto del Clúster, en los próximos dos años se generarán 750 MW de energía renovable, y 300 MW anuales a partir de 2024, lo que representará además inversiones por aproximadamente 1.000 millones de dólares, con un componente de origen nacional cercano al 50 por ciento, se detalló.

En tanto, se crearán 2.250 puestos de trabajo directos y más de 4 mil indirectos, y se fomentará el empleo para más de 250 PyMEs de diferentes lugares del país, se estimó.

El jefe de Estado estuvo acompañado por los ministros de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; de Economía, Martín Guzmán;  de Interior, Eduardo de Pedro; y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Cabandié; los secretarios General de la Presidencia, Julio Vitobello; de Energía, Darío Martínez;  de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial Externa, Ariel Schale; de Minería, Fernanda Ávila; y el titular del Banco Nación, Eduardo Hecker.

El gobernador Uñac, en tanto, subrayó que el proyecto expresa “la diversificación de la matriz productiva” en la provincia, y destacó que “Nunca lo podríamos haber hecho solos porque pertenecemos a un proyecto federal en el que el desarrollo de las actividades y oportunidades en cada provincia argentina es una realidad”.

Por su parte, el ministro de Desarrollo Productivo especificó que la iniciativa “estará destinada a proveer energías renovables para el país y para el exterior, entre empresas públicas y privadas”, y puntualizó que “este Clúster es un punto de inflexión y estamos viendo un proceso de transición ecológica en donde el desarrollo de hidrocarburos permite a su vez el desarrollo tecnológico y productivo”.

En tanto, el secretario de Energía, expresó que “el Cluster es fundamental para el proceso de crecimiento e inclusión que atraviesa Argentina y para la transición energética en la que nos encaminamos y nos comprometemos. Esta transición la llevaremos adelante dentro de nuestras posibilidades, desarrollando nuestra ciencia y tecnología, y nuestra industria nacional”.

“Se generarán puestos de trabajo, bajando el costo de nuestra matriz energética, potenciando las exportaciones y el ingreso de divisas, utilizando plenamente nuestros recursos naturales, y utilizando el gas como combustible para la transición”, describió Darío Martínez.

Durante el acto, además, se firmó el acuerdo marco entre la empresa industrial IMPSA y Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) para constituir una alianza productiva y comercial en materia de generación renovable.

El Clúster Renovable Nacional es un organismo compuesto por las provincias de San Juan, La Rioja, Neuquén, Mendoza, Catamarca y Río Negro, además de las cámaras empresarias del rubro, que busca asegurar, en cumplimiento con la Ley 27.191, sancionada y promulgada en 2015, la cobertura para 2025 de un 20 por ciento de la matriz eléctrica mediante fuentes renovables.

La iniciativa promoverá el desarrollo, la construcción y la puesta en marcha de parques de generación renovable para el cuidado del medio ambiente y la ampliación de la oferta eléctrica. Además, buscará articular la producción de origen nacional con las complementariedades existentes para la fabricación de bienes como aerogeneradores y paneles fotovoltaicos.

En cuanto a la sustitución del componente energético importado, se estimó que será por cerca de 130 millones de dólares anuales, y se alcanzará una reducción de 220 toneladas por año en las emisiones de CO2.

Mediante la Resolución 07/2022, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad formuló cargos contra la distribuidora EDENOR por un monto que asciende a los 20 millones de pesos “tras haber verificado incumplimientos en las obligaciones contractuales en torno al deber de informar de manera inmediata afectaciones del servicio en su área de concesión”, se comunicó.

La empresa puede realizar un descargo ante el organismo regulador, que será analizado por el Ente y decidirá si la sanción queda ratificada o no.

En este sentido, se verificó que la concesionaria no informó los eventos ocurridos el 11, 14 y 15 de enero, y que perjudicaron a aproximadamente 2,3 millones de usuarios y usuarias.

Asimismo, en respuesta al informe técnico que determinó las implicancias del 11 de enero (una caída del suministro cercana a los 1.800 MW y la afectación de unas 700 mil personas usuarias), la Intervención del ENRE resolvió iniciar un sumario administrativo y formular otros cargos contra la distribuidora por incumplimiento de sus obligaciones en materia de seguridad pública, a fin de determinar su responsabilidad y posibles sanciones.

En este sentido, a través de la Resolución 7/2022 de su Departamento de Seguridad Pública, el Ente Nacional intimó a la prestataria “a presentar los registros de mantenimiento de la franja de servidumbre e informes de inspección; a realizar y acreditar las mediciones de altura de conductores corrigiendo la misma por las condiciones climáticas y el factor de carga del día y horario del evento; a acreditar las medidas preventivas que se realizaron y deberían realizarse en la Línea de Alta Tensión en resguardo de las viviendas allí instaladas”.

Cabe señalar que la empresa distribuidora explicó a medios periodísticos que el incendio de una casa ubicada a pocos metros del paso de las líneas de transmisión fue la causante del corte del suministro que afectó a una gran parte de los usuarios afectados en su área de concesión el día 11 de enero. Otras versiones indicaban que el incendio de la vivienda se habría originado por desperfectos en la líneas eléctricas.

El ENRE instruyó al Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias a que elabore un análisis técnico para determinar las causas que motivaron las interrupciones de suministro en las jornadas mencionadas, y que verifique el cumplimiento de las obligaciones y compromisos asumidos por la empresa. A partir de dicho análisis, el ENRE emitirá las sanciones y medidas pertinentes para prevenir fallas de este tipo o similares y de esta manera minimizar los tiempos de reposición del suministro de energía eléctrica.

En el marco de lo establecido por el Contrato de Concesión, EDENOR tiene un plazo de 10 días hábiles para realizar su descargo, debiendo exponer las circunstancias de hecho y de derecho que estime pertinentes y acompañar prueba documental, instrumental y toda otra de la que intente valerse. Tras analizar esta presentación, el ENRE procederá a aplicar la sanción correspondiente.

Wintershall Dea está presente en Argentina desde hace más de 40 años y es uno de los principales productores de gas del país. “Argentina es y sigue siendo un pilar importante en nuestra cartera global para la producción de gas de la compañía” explica Thilo Wieland, miembro del Directorio de Wintershall Dea y responsable de las regiones de Rusia, América Latina y de Midstream.

“Con la venta de nuestras participaciones en Aguada Federal y Bandurria Norte, (a VISTA) nos proponemos focalizar las actividades en Argentina en la producción de gas. Aquí ocupamos una posición relevante en el país, con proyectos en Tierra del Fuego y Neuquén, que contribuyen significativamente al suministro energético de Argentina”, destaca Thilo Wieland.

El embajador argentino en China, Sabino Vaca Narvaja, informó que “gracias a los esfuerzos llevados adelante entre las partes es inminente la firma de una nueva adenda financiera (al contrato referido a la construcción de las dos usinas hidroeléctricas en el Río Santa Cruz) , que contempla los costos adicionales motivados por cambios en el diseño previsto inicialmente”. Esto podría ocurrir en el marco de la visita a China por parte del presidente Alberto Fernández , programada para febrero.

El embajador mantuvo una reunión con el presidente de China Energy Engineering Corporation (CEEC), casa matriz de Gezhouba Group Corporation, Song Hailian, en el marco de la cooperación en el Proyecto de Aprovechamiento Hidroeléctrico del Rio Santa Cruz: Represas Presidente Néstor Kirchner – Gobernador Jorge Cepernic, que es en la actualidad el desarrollo hidroeléctrico más grande de China en nuestra región, comunicó la Cancillería.

Luego de dicha reunión, el representante argentino mantuvo entrevistas con medios periodísticos  y expresó que “junto con el presidente de Energy China hemos allanado el camino hacia la construcción definitiva de ambas represas. Estamos dando pasos fundamentales para darle estabilidad financiera al proyecto y garantizar los puestos de trabajo directos e indirectos que genera esta importante obra para la Argentina”.

“Gracias a esta negociación financiera monitoreada por nuestras máximas autoridades tendremos avances significativos durante las próximas semanas”, sostuvo el Embajador.

En el marco del nuevo “Plan Quinquenal Integrado”, que está siendo negociado entre el canciller Santiago Cafiero y la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma, con vistas a la anunciada visita del presidente Alberto Fernández, se podrán impulsar nuevas obras con China Energy, se indicó.

Y en ese sentido, la Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, y la Empresa Estatal IEASA, que conduce Agustín Gerez, están consolidando el Plan Energético que proyecta Argentina con China, describió Cancillería.

.Este plan contempla inversiones con dos objetivos claros: lograr un salto cualitativo en la generación de energía y, al mismo tiempo, afianzar la diversificación hacia las energías limpias con miras a cumplir con los objetivos impuestos en materia de reducción de emisiones, se destacó.

En este sentido, el embajador sostuvo que  “con China compartimos un claro compromiso en materia de reducción de emisiones y de transición hacia energías limpias. China posee a las empresas líderes a nivel mundial en este rubro y hay una gran disposición a financiar los proyectos que hagan falta para consolidar nuestro desarrollo”.

El proyecto hidroeléctrico, activado durante el segundo gobierno de Cristina Fernández, está ubicado en la Provincia de Santa Cruz, cuenta con financiamiento de China y tiene como objetivo la generación de 1.310 MW de energía limpia.

Durante el gobierno de Mauricio Macri el proyecto atravesó un proceso de ralentización bajo la figura de una revisión técnica-ambiental que incluyó el rediseño de una de las centrales reduciendo el número de turbinas que alojará.

Durante el año 2016, como consecuencia de las modificaciones asociadas a la reducción de equipamientos hidroelectromecánicos de las centrales (ex Cóndor Cliff y La Barrancosa), surgió la incorporación al contrato de una Línea Eléctrica de Extra Alta Tensión, para vincular las centrales con el SADI, a través de la Estación Transformadora Rio Santa Cruz indispensable para la funcionalidad de la obra. 

También ocurrió que el gobierno macrista procuró forzar el desplazamiento de la UTE adjudicataria -con Gezhouba e Hidrocuyo-  de la empresa local Electroingeniería. Esto no ocurrió aunque Electroingeniería se vió obligada a reducir fuertemente su participación accionaria, quedando en el 20 por ciento. Gezhouba aumentó proporcionalmente su participación.  

El financiamiento de China posibilitó continuar con las obras, aunque a un ritmo menor al previsto originalmente complicando la ecuación económico-financiera del proyecto cuyo costo ronda los US$ 4.500 millones . Por eso ahora se firmará una adenda.

Pero además, Cancillería puntualizó que “el Gobierno nacional, a través de la embajada argentina en China, ha asumido un firme compromiso con vistas a dotar a la Argentina de la mayor cantidad de obras de energía posible”.

“Este año cumplimos 50 años de relaciones diplomáticas con China y estamos dando pasos agigantados en nuestra relación”, dijo Vaca Narvaja.

Y agregó que  “con la futura adhesión a la iniciativa de la Franja y la Ruta tendremos más financiamiento para lograr más proyectos como este, con fuerte impacto federal. Hace apenas dos años estas obras estaban paradas y hoy se encuentran nuevamente encaminadas para seguir contribuyendo a nuestra soberanía energética”, expresó el embajador.

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La energética Vista anunció a los mercados la adquisición del 50 % de la participación de Wintershall Dea Argentina sobre las concesiones de Aguada Federal y Bandurria Norte, ambos ubicados en la formación Vaca Muerta, provincia de Neuquén. La operación implicó un precio de US$ 140 millones. En septiembre del año pasado compró el 50 % de la participación de ConocoPhillips Argentina.

La compañía pasará así a controlar y operar ambas áreas en su totalidad “fortaleciendo su posicionamiento en el desarrollo de Vaca Muerta y del shale argentino”, comunicó.

El presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, puntualizó que “es una adquisición que nos permite ampliar nuestro liderazgo en Vaca Muerta y redoblar nuestro compromiso con su desarrollo, al incluir activos con un alto potencial en los que generaremos sinergias operativas”.

Y agregó que “como operadores de los bloques, tenemos la chance de replicar nuestro modelo de negocio, enfocado en la eficiencia, la seguridad y, principalmente, en la sustentabilidad”.

El precio de la transacción fue acordado en US$ 140 millones, incluyendo la cancelación del carry asumido en septiembre. Vista adquirió 25.231 acres netos, aumentando su acreage total en Vaca Muerta a 183.084 acres. Además, añadió hasta 150 nuevos pozos a su portfolio en la formación, que hoy asciende a 850 nuevos pozos identificados, se detalló.

Vista hoy es el tercer productor de petróleo y el segundo operador de shale oil de la Argentina. En su Plan Estratégico 2022 – 2026, anunciado a fines del año pasado, proyecta un crecimiento de la actividad en los desarrollos que lleva adelante en Vaca Muerta.

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

Vista es una compañía energética con foco en Vaca Muerta, que opera desde el 4 de abril de 2018 y cotiza en la Bolsa de Valores de México y en NYSE.

La compañía desarrolla activos de alta calidad y bajo costo en Argentina. En Vaca Muerta, Bajada del Palo Oeste es su principal desarrollo de shale oil en el que actualmente hay 40 pozos en producción y un inventario de 850 pozos aproximadamente.

“Vista aspira a ejercer un papel protagonista en la transición energética, con el objetivo de convertirse en una compañía de energía confiable, y de bajas emisiones de carbono”, se destacó.

La distribuidora metropolitana de gas por redes, MetroGAS anunció la emisión de una nueva factura que propone un diseño simple y claro que permite a los clientes acceder de manera fácil y rápida a toda la información.

Desde el mes de enero y de manera gradual, a medida que avancen los períodos de liquidación, MetroGAS comenzará con la emisión de las facturas que presentarán un nuevo esquema de fácil lectura para el usuario.

En la factura se podrá acceder de manera clara a los datos de consumo y entre las mejoras implementadas se destacan el código QR para pago digital, el teléfono de Emergencias como primera información, los canales de atención y la visualización de los datos del suministro que se utilizan para realizar todas las consultas.

La empresa emitió un video ilustrativo que da cuenta de los aspectos más importantes y que forma parte de la campaña de difusión que implementa la empresa para informar a los clientes sobre esta nueva propuesta.

Link: https://youtu.be/BFQKX2t3Cvw

La demanda de energía eléctrica registró el viernes 14 de enero un nuevo récord de 28.136 MW a las 14,05.

El dato vino a confirmar los pronósticos de aumento del consumo como consecuencia de la Ola de Calor que padece gran parte del país desde el arranque de la semana, con picos de temperatura, por caso en el AMBA, superiores a los 41 grados centígrados.

Para afrontar esta situación el gobierno nacional dispuso medidas provisorias o excepcionales tales como licenciar por un día y medio a los empleados de la Administración Pública no esenciales en función de la atención de los afectados por la pandemia del Covid 19.

También solicitó a grandes empresas industriales parar sus operaciones en los habituales horarios de picos de demanda. Medidas que ayudaron a moderar la exigencia operativa de los sistemas de generación, de transporte, y de distribución de la electricidad.

Así y todo, se registraron cortes del suministro de variada intensidad en las áreas a cargo de Edenor y Edesur, afectando a decenas de miles de usuarios.

YPF anunció .que invertirá más de 290 millones de dólares en Chubut durante 2022, en el marco de la firma que se realizó por la incorporación del proyecto “Piloto de Inyección de Polímero El Trébol” y “Proyecto Desarrollo Primaria Costa Afuera Restinga Ali” al Programa de promoción de inversiones.

Estas iniciativas representan una inversión superior a los 50 millones de dólares plurianuales y permitirán generar nuevas alternativas de desarrollo para aumentar la producción en la cuenca del golfo San Jorge.

El yacimiento El Trébol, con más de 70 años de historia, iniciará el primer piloto para el desarrollo de terciaria, un hito que permitirá abrir una nueva oportunidad para el futuro de dicho campo. Este proyecto prevé durante 2022 la instalación de una planta modular de inyección de polímeros y una planta de tratamiento de agua.

Mientras que en Restinga Alí, un campo con más de 90 años, se desarrollará la perforación de un pozo que permitirá evaluar el potencial de la zona con el objetivo de aumentar la producción en un yacimiento que fue recuperado por la compañía en 2013.

A través del Decreto 278/21 el gobierno de Chubut busca reactivar áreas, con incentivos como la reducción temporal de regalías petroleras para la reactivación o perforación de pozos en áreas de concesiones petroleras.

El acto contó con la presencia del gobernador de Chubut, Mariano Arcioni; el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá; el presidente de Petrominera, Héctor Millar; el vicepresidente de Upstream YPF, Gustavo Astie; el gerente de Excelencia Operacional YPF, Aníbal Gariniani; el secretario general del Sindicato de Petroleros Chubut, Jorge Ávila; el secretario general de UOCRA Chubut, Raúl Silva; y el presidente de la Cámara de Empresas de Servicios Petroleros, Gustavo Twardowski.

MEGSA realizó una subasta a pedido de IEASA para el aprovisionamiento firme de gas natural a ANCAP (Uruguay) para el período Febrero 2022 – Abril 2022.

Resultó adjudicada la oferta de una comercializadora por un volumen diario de 369.000 metros cúbicos para febrero 2022, de 380.000 m3 para marzo, y de 390.000 m3 para abril 2022. El precio de este gas fue cotizado a US$ 6,50 por Millón de BTU puesto en el GBA.

La empresa Pampa Energía completó la emisión de un bono verde por 3.107 millones de pesos (habiendo recibido ofertas por $ 9.646 millones), con el objetivo de financiar parte de una de sus últimas inversiones, la ampliación de uno de sus parques eólicos.

La compañía invertirá más de U$S 120 millones en la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III, incrementando su potencia en 81 MW. Una vez finalizadas las obras, el parque aportará 134,2 MW de energía renovable al Sistema Nacional.

Este es el primer bono verde emitido por Pampa y refleja el compromiso de financiar proyectos con impacto positivo para el ambiente, y de diversificar la matriz de generación de energía del país.

Los inversores recibirán una tasa variable de Badlar +2 %, con pagos trimestrales y amortización de capital bullet, siendo la fecha de vencimiento el 18 de julio de 2023.

La emisión fue reconocida por Fix Ratings, afiliada de Fitch Ratings, con la calificación de Bono Verde (BV1), la mejor calificación posible, ya que está alineada a los cuatro componentes principales de los Principios de Bonos Verdes (GBP por sus siglas en inglés) del ICMA (International Capital Market Association).

El bono integrará el Panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables de BYMA, producto que promueve las condiciones para que el Mercado de Capitales argentino sea cada vez más sostenible. Fue lanzado por la Bolsa de Valores como parte de sus desarrollos ESG que apuntan a generar impacto positivo en el ambiente y en la sociedad.

Pampa Energía también forma parte de otras iniciativas sustentables de BYMA como el Índice de Sustentabilidad y el Panel de Gobierno Corporativo, proyectos que colaboran con el cumplimiento de los múltiples desafíos globales a los que refiere las Naciones Unidas.

El Parque Eólico Pampa Energía III, ubicado en el partido de Coronel Rosales, cuenta actualmente con 14 aerogeneradores y una potencia instalada de 53,2 MW. Fue inaugurado en 2019 y su producción está destinada a atender el segmento de grandes usuarios, a través de contratos privados.

La expansión estará comprendida principalmente por el montaje e instalación de 18 aerogeneradores adicionales que sumarán una potencia adicional de 81 MW. Las tareas de ampliación requieren sofisticadas obras en las plataformas y fundaciones que serán llevadas a cabo por la empresa SACDE.

Esta expansión, sumada a las obras que se están realizando en la Central Térmica Ensenada Barragán junto a YPF y a las inversiones comprometidas en las tres rondas del Plan Gas Ar, forman parte de la estrategia de la compañía de concentrar sus inversiones en el aumento de la capacidad instalada para generación de energía, y en la exploración y producción de gas natural.

Los tres parques eólicos que posee Pampa hoy son: El Parque Eólico Mario Cebreiro, que aporta 100 MW de energía renovable al Sistema Interconectado Nacional y los parques eólicos Pampa Energía II y III de 53 MW cada uno ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Coronel Rosales, en la provincia de Buenos Aires, que fueron inaugurados en 2019.

. La Secretaría de Energía de la Nación y autoridades de la empresa China Electric Power Equipment and Technology Co., Ltd. (CET), y su sucursal CET Argentina, avanzan en la conformación del contrato de diseño de ingeniería, suministro y construcción de la obra “Proyecto de mejoramiento de la Red Nacional 500 kV Área Metropolitana de Buenos Aires Etapa I”, con una inversión de más de 1.100 millones de dólares, la mayor de este tipo en el AMBA en los últimos 30 años, se informó.

El encuentro contó con la participación de representantes diplomáticos de ambos países y funcionarios del Bank of China sucursal Argentina y del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC).

La obra, se describió, “permitirá ampliar la capacidad de suministro eléctrico existente en el AMBA, especialmente a partir de nuevas fuentes de origen renovable, fortalecerá el anillo energético del AMBA para garantizar la confiabilidad de operaciones y el abastecimiento seguro de la zona más poblada y con mayor demanda del país y hará más eficiente al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

El secretario de Energía, Darío Martínez, destacó que “este plan de infraestructura AMBA I, es esencial para el crecimiento de nuestro país y viene a acompañar el desarrollo que estamos llevando adelante desde el gobierno nacional”.

Agregó que “la inversión de más de 1.100 millones de dólares va a ser posible gracias a la colaboración, al trabajo en conjunto y la cooperación entre la Argentina y China”, y resaltó la excelente colaboración conjunta con el trabajo que han hecho los equipos técnicos tanto de la embajada china en el país como la embajada argentina en China” (que encabeza Sabino Vaca Narvaja).

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, sostuvo que “esta es una obra fundamental y estratégica para consolidar el sistema eléctrico del AMBA y garantizar el abastecimiento seguro para toda la población metropolitana”.

“Conseguir el financiamiento es vital. Es una inversión extraordinaria y una gran apuesta a futuro que requiere dar estos pasos previos”, destacó Basualdo.

CET es una empresa subsidiaria de State Grid Corporation of China (SGCC), la mayor compañía mundial del sector.

El Proyecto AMBA I reforzará el anillo energético del Área Metropolitana a través de la construcción de un nuevo nodo, la Estación Transformadora (ET) Plomer 500/220/132 kV, dado que las ET Ezeiza y General Rodríguez ya operan al límite de su capacidad en términos de carga, y ampliará el ingreso de energía eléctrica desde el SADI mediante el tendido de más de 500 km de alta tensión en 500kV, 220kV y 132kV.

La nueva ET Plomer abastecerá parte de la demanda hoy cubierta desde la ET Ezeiza, permitiendo que ésta reduzca su carga y mitigando el nivel de cortocircuito en las barras de 220 y 500 kV. Por su parte, el nuevo tendido de 500 kilómetros de líneas de alta tensión incrementará el número de corredores para el ingreso de energía al AMBA desde el sur y el norte, posibilitando especialmente el acceso de nuevas energías de origen renovable, se detalló.

El nuevo tendido eléctrico permitirá mejorar las condiciones de alimentación de la demanda instalada en las ET de Luján, Mercedes, Zappalorto y Casanova, disminuyendo la posibilidad de cortes y evitando Energía No Suministrada (ENS) en el anillo energético del AMBA. La obra prevé la actualización de los sistemas del SADI, tanto de respuesta automática como de ciberseguridad, en la prevención de nuevos desafíos.

Participaron de la reunión el responsable del Área de Inversiones de la Embajada Argentina en China, Maximiliano De Filippi, la ministra Consejera Económica y Comercial de la Embajada de China en la Argentina, Xia Diya, el CEO del Bank of China Limited Sucursal Argentina, Xiao Lijun, y el gerente General del Departamento de Operaciones Internacionales del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC), Wang Xinrong. Por la empresa CET China estuvo también presente por videoconferencia el CFO, Yang Guo.

El gobierno nacional decretó la “reducción al máximo” de la asistencia de los agentes de la Administración Pública Nacional el jueves 13, a partir del mediodía, y  todo el viernes 14 de enero, como una medida que aporte a la reducción de la demanda de electricidad en el contexto de la intensa ola de calor. Dispuso que deberán realizar sus prestaciones por teletrabajo.

Al mismo efecto el Poder Ejecutivo impulsa otras medidas paliativas de restricción al consumo de electricidad en las habituales “horas pico”, por caso de las Grandes Empresas del sector industrial.

La Secretaría de Energía comunicó que el decreto del Poder Ejecutivo Nacional (16/2022) busca reducir el consumo de energía eléctrica en las dependencias oficiales del Gobierno Nacional, minimizando la asistencia a la sede de dichos organismos.

CAMMESA informó que espera para el jueves 13 un récord de demanda histórica de 28.500 MW, razón por la cual se decidió esta vía de acción transitoria para reducir el consumo global de Energía Eléctrica.

Al respecto, el Secretario de Energía, Diario Martínez, declaró que “el Gobierno nacional confía en que los  usuarios y usuarias de la ciudadanía en general realizarán un esfuerzo solidario para disminuir el consumo en la medida de sus posibilidades, exigiendo un esfuerzo mayor a las Grandes Empresas que concentran la mayor demanda de Energía Eléctrica”.

La Secretaría puntualizó que “la economía nacional está en un proceso de franca recuperación. Durante 2021 el conjunto de los sectores económicos verificó un  crecimiento a un ritmo intenso que hoy se mantiene y que vislumbramos va a continuar durante este año”.

Las actividades Comercial, Industrial, Agropecuaria, Hidrocarburífera, Turística, muestran índices de crecimiento que llevan sus valores por encima de la prepandemia, se destacó.

“Este proceso continuo de crecimiento ha determinado un consecuente aumento  de la demanda en general, del consumo popular, y también, como no podía ser de otra manera, de la demanda de Energía Industrial, Comercial y Residencial”, se explicó.

“En forma simultánea, una ola de calor de intensidad inusitada invade por estos días todo el hemisferio sur de nuestro planeta, incluyendo en nuestro país, las regiones más densamente pobladas. Los especialistas pronostican temperaturas nunca alcanzadas en simultáneo en casi todo el país”, advirtió el gobierno.

“Esos dos factores combinados, hacen que, sumadas, resulten en una esperable demanda récord de energía eléctrica para estos días, por lo cual el sistema eléctrico se verá tensionado”, remarcó la Secretaría.

Y se afirmó que “Cammesa nos informa que el subsistema de Generación está capacitado para producir la Electricidad necesaria. El ENRE informa que esa generación puede ser transportada hasta cada región del país”, en tanto que “el panorama en materia de distribución no es homogéneo”.

“Es por eso que hemos resuelto apelar a la solidaridad social, y a la responsabilidad sectorial y ciudadana, con el claro objeto de privilegiar a los usuarios y usuarias residenciales” se puntualizó.

Desde Energía se explicó que “hemos solicitado a los Grandes Consumidores de Energía que reduzcan su consumo durante estos dos días, y en especial extremen esa reducción en el horario pico. Somos conscientes que ello implica un esfuerzo organizativo, logístico, y empresarial”.

“La reducción del consumo de los grandes usuarios permitirá dos objetivos. Uno es mejorar y aliviar la operación general del sistema, y el segundo, reducir la carga sobre los sistemas de distribución, que podrán privilegiar la demanda de los consumos residencial y comercial”, se describió.

“A todas las argentinas y argentinos les pedimos que ahorren la mayor energía posible durante estos dos días, porque un ahorro de cada uno nos ayudará a todos”, exhortó la Secretaría.

Las muy elevadas temperaturas que padece gran parte del país, y azotan al AMBA, perdurarán por varios días.  Están poniendo en evidencia las debilidades del sistema de distribución de electricidad.  A ello, deben sumarse los casos de algunas usinas térmicas que salieron de servicio por varias horas.

En estas usinas recae, y recaerá en los próximos meses a nivel nacional, un mayor esfuerzo de generación como consecuencia del menor aporte de la centrales hidráulicas, afectadas por una persistente falta de lluvias y consecuente merma en los embalses.

El martes 11, con 41,1 grados de temperatura máxima, la demanda de electricidad superó los 27.000 MW y alrededor de 700 mil usuarios del AMBA padecieron cortes del suministro, preventivos y obligados por fallas en la red de distribución de alta y baja tensión.

El  miércoles 12 la ola de calor hizo una breve pausa, aflojó un poco la temperatura máxima, la demanda pico fue algo menor a la del día anterior, y el sistema interconectado respondió con mucho menos usuarios afectados por cortes.

Esta situación perdurará, y agrega tensión a pocos días de la Audiencia Pública que debatirá el incremento de las tarifas del año en curso. El gobierno, las empresas concesionarias del servicio, y las organizaciones sociales diversas expondrán sus posiciones, virtualmente por el Coronavirus.

Parecería haber una coincidencia entre estos actores y es el reconocimiento de que el sistema de distribución registró inversiones insuficientes, particularmente en el AMBA .

Las tarifas y los subsidios estatales de éstas en las facturas al usuario, los planes de obras de mantenimiento de la red diseñados por las concesionarias, la disponibilidad de los recursos para su realización, y los requerimientos tarifarios estarán expuestos.

La política tarifaria del gobierno para con Edenor y Edesur es la de autorizar una suba promedio anual del 20 por ciento, similar a la del transporte y distribución de gas natural por redes. En 2021 se autorizó una suba de 9 por ciento. Y antes de fin de año debería concluir y definirse una nueva Revisión Tarifaria Integral.  

En la Audiencia (que no tiene carácter resolutivo) también habrá planteos para la recisión de los contratos con las empresas privadas, y la administración estatal del servicio eléctrico, concesionado por 90 años, de los cuales en 2022 se cumplen 30. No parece que sea un objetivo del gobierno nacional.

Por Santiago Magrone

.- El Complejo Hidroeléctrico Yacyretá registró en 2021 un caudal afluente medio anual fue 8.500 metros cúbicos por segundo, siendo este valor el tercero más bajo de la serie 1901-2020, después de los años 1944 (7.400 m3 /s) y 1934 (7.900 m3 /s), informó la Entidad Binacional Yacyretá.

Asimismo, la EBY refirió en un informe propio que el caudal promedio para el mes de diciembre último fue de 7.600 m3 /s., y considerando la serie 1901-2020, este valor de caudal fue el undécimo más bajo y representó el 60 % del caudal promedio para el mismo mes (12.700 m3 /s).

El escenario de lluvias escasas, de muy bajo caudal de los ríos de la cuenca, y de fuerte merma en el embalse de Yacyretá perdurará más allá de marzo. En consecuencia el aporte de esta y otras hidroeléctricas al sistema eléctrico argentino seguirá en bajo nivel.

En este orden, cabe señalar que este panorama de sequías se está dando también en la región del Comahue, complicando la producción de las centrales hidroeléctricas patagónicas.

En consecuencia, y más acá de los aportes de la energía nuclear y de las renovables,  se acentuará en los próximos meses el mayor esfuerzo de producción y aporte al Sistema Interconectado Nacional por parte de las usinas generadoras térmicas.

Para garantizar su operación la secretaría de Energía está activando un esquema de provisión de los insumos gas y fuel oil a dichas usinas, con importaciones incluídas,  en un contexto de altos precios internacionales para estos insumos.

Así las cosas,  en lo que resta del verano recién llegado, y en el otoño, será clave el uso racional de la energía a nivel residencial, también para poder abastecer al sector industrial.

El informe de la EBY remarca que “la tendencia de valores de caudales registrados (a la baja) está asociada a la persistente escasez de precipitaciones ocurridas en la cuenca del río Paraná aportante a Yacyretá (del orden del millón de kilómetros cuadrados), donde se observaron anomalías negativas”. Para el período enero-diciembre 2021 los valores de anomalía en la cuenca de aporte a Yacyretá, estuvieron en el rango entre -400/-800mm.

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

Y añade que “de acuerdo con la previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (Brasil), no se tiene señal climática clara por lo que se prevé igual probabilidad de ocurrencia de precipitación superior, normal o inferior a la normal en la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero”.

Asimismo, se indicó que de acuerdo con el pronóstico de precipitación elaborado por la Dirección de Meteorología e Hidrología (DMH-DINAC), de Paraguay, “se prevén valores inferiores a la normal para la porción paraguaya de la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá”.

Incluso, para el trimestre febrero – marzo- abril 2022,  el informe señala que en la mayor parte de la cuenca la tendencia marca mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal entre 40 a 60 %”.

Otro dato relevante es el estado actual de los embalses aguas arriba de Yacyretá, y es que “el sistema de embalses emplazados en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado próximo al 35 %, puntualizó la EBY.

En 2021 se incorporaron casi 6MW de potencia instalada a través de 376 nuevos usuarios en 9 provincias que generan energía eléctrica para autoconsumo e inyectan los excedentes a la red. El Régimen de Generación Distribuida ya cuenta con 196 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas.

El Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energías Renovables establecido por la Ley 27.424, que opera en el marco de la Secretaría de Energía de la Nación, registró un crecimiento del 111% en la cantidad de Usuarios-Generadores (UG) inscriptos y del 190% en la potencia instalada durante 2021. Este aumento se dio por la incorporación de más de 5.961 kW, que equivalen al 65 % del total de potencia en el Régimen.

A lo largo del año se incorporaron 376 usuarios que generan energía eléctrica para autoconsumo a partir de fuentes renovables e inyectan los excedentes a la red, recibiendo una compensación por ello, los cuales se distribuyen según las siguientes categorías: 436 UG residenciales, 247 UG comerciales, 13 UG organismos oficiales y otros 18 establecimientos. Esta cantidad de UG equivale al 53% del total que están activos en el Régimen.

Respecto a los beneficios promocionales que brinda la Subsecretaría de Energía Eléctrica para la instalación de equipos de generación distribuida, a través de los Certificados de Crédito Fiscal (CCF), en 2021 se asignaron 15 CCF correspondientes a 288 kW, por más de 11 millones de pesos, y se aprobaron más de 100 reservas de CCF por un monto total superior a los 100 millones de pesos.

Desde sus inicios, el Régimen de Generación Distribuida incorporó un total 9.106 kW de potencia instalada a la red eléctrica pública nacional, a través de 741 Usuarios Generadores, energía que equivale a la demanda de aproximadamente 3.900 hogares.

Actualmente, hay 196 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas en el Régimen de Generación Distribuida, mientras que 14 provincias están adheridas a los beneficios promocionales previstos por la Ley.

En noviembre de 2021 se dio el hito de mayor incremento mensual, con la incorporación de 1.277 kW de capacidad instalada por medio de 43 nuevos UG en las provincias de Córdoba, Buenos Aires, San Juan, La Pampa, Mendoza, Río Negro y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

La jurisdicción que cuenta actualmente con mayor potencia instalada es la Provincia de Córdoba, con 5.219 kW y 394 UG; el segundo lugar lo ocupa la Provincia de Buenos Aires, con 1.172 kW y 193 UG. En menor proporción, les siguen la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las provincias de Mendoza, San Juan, Chaco, La Pampa, Chubut y Río Negro.

Para conocer el proceso de solicitud del Certificado de Usuario Generador y los requisitos para la solicitud del Crédito Fiscal, así como cualquier otra información relacionada al Régimen de Generación Distribuida, se activó la página (https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/generacion-distribuida) 

“Con el beneficio de los Certificados de Crédito estamos aportando otro incentivo a la adopción de este tipo de generación por fuentes renovables cercana a los centros de consumo”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El Mercado Electrónico del Gas recibió 16 ofertas para aprovisionar a usinas generadoras con un volumen adicional de 25,3 millones de metros cúbicos día en el período que va desde el 17 al 30 de enero, a un precio promedio ponderado de 2,88 dólares el MBTU.

Se trató de un nuevo concurso de precios, solicitado al MEGSA por CAMMESA, destinado a los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar contaran con volúmenes adicionales para suministrar.

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

De las 16 ofertas, 11 fueron con gas de Neuquén por 15,3 MM3/día; 3 con gas de Tierra del Fuego, por 5 MM3/día; 1 desde Santa Cruz por 3 MM3/día; y 1 oferta de gas de Chubut por 2 MM3/día.

El gas de Neuquén se ofertó a precios que fueron desde 2,6978 hasta 3,0012 dólares por MBTU;

Las ofertas de gas de Tierra del Fuego se hicieron a precios de entre U$S 2,7798 y 2,8126 dólares el MBTU; mientras que el gas de Santa Cruz se cotizó a U$S 2,8372 y  el de Chubut a U$S 2,8864 el MBTU.

El secretario de Energía de Nación supervisó nuevamente los avances del plan de remediación que la empresa Oldelval está desarrollando en la zona afectada tras el derrame de petróleo, ocurrido el pasado 10 de diciembre, en el tramo que se encuentra entre las estaciones de bombeo Crucero Catriel y Medanito (Río Negro).

Durante la recorrida, Martínez expresó que “desde la secretaría de Energía estamos siguiendo de cerca las acciones llevadas adelante en torno al saneamiento y la remediación del sitio afectado. Esta es la segunda vez que recorremos la zona afectada supervisando las medidas correctivas que corresponden”.

Además de las acciones sobre el suelo afectado, desde la empresa informaron que se retiró el tramo del caño que fue motivo del accidente y se trasladó a GIE, un laboratorio en Mar del Plata, y posteriormente será enviado a otro en EEUU.  Ahí se van a llevar adelante una serie de pruebas de resistencia de materiales.

“Lo que buscamos es verificar si el accidente fue por algún problema del material, de alguna corrosión, si fue un problema de la costura de ese tramo, o si fue por alguna otra causa”, se explicó.

En esta segunda recorrida por la zona afectada el secretario de Energía tuvo una reunión en el lugar con los referentes técnicos y gerenciales de Oldelval. Posteriormente se supervisaron las tareas de extracción de suelo afectado, acopio y traslado. Asimismo se verificó el reemplazo de la pieza de caño que sufrió la rotura.

Martínez estuvo acompañado por la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla; técnicos y autoridades de Oldelval.

El Presidente del directorio Y-TEC (YPF-CONICET) Roberto Salvarezza, respaldó el proyecto offshore en Mar Argentino que tiene como protagonista a la petrolera de mayoría accionaria estatal.

Al respecto puntualizó que “La Argentina está explotando offshore hace 50 años en la zona de la Cuenca Austral con una muy buena producción: el 17 % del gas que se consume en el país para la electricidad, para la calefacción, para el aire acondicionado, viene del offshore”.

Consideró además que “la tecnología offshore, es una tecnología madura, es una tecnología que se conoce, con todas las precauciones y cuidados ambientales que acompañan este tipo de producción”.

“Hay planteos que son sesgados. No hay polémica entre producción y ambiente. Se va a producir cuidando el ambiente”, opinó Salvarezza en relación a los cuestionamientos a esta operatoria por parte de algunas organizaciones, por caso Greenpeace.

Salvarezza describió que en Y-TEC “estamos trabajando muy fuertemente en la energía solar, energía eólica, en la posibilidad de hidrógeno, atómica. Estamos trabajando en seguir explotando los hidrocarburos mientras avanzamos en los otros”.

Y con relación a la prospección offshore en el área CAN-100 destacó que “este proyecto se va a trabajar además con empresas líderes mundiales (Equinor-Shell), que trabajan con todos los cuidados, en todo el mundo”.

“Las áreas de las cuáles estamos hablando, habilitadas para los estudios sísmicos y para ser exploradas, están lejos de la costa, entre 350 y 400 kilómetros. La contaminación visual de la que se habla, no va a existir de ninguna manera”. “Se ha manejado también con liviandad el hecho de mostrar playas con petróleo. Es propaganda. Si uno consulta a los principales científicos, es altamente improbable que un eventual incidente ocurra”, consideró.

El gobierno nacional autorizó a Shell Argentina a unirse a YPF y a Equinor para explorar CAN-100. YPF y Equinor son socias en CAN-114, mientras que Equinor tiene el 100 % de CAN-108.

Salvarezza remarcó que “Argentina ha elegido como socio para explotar estas áreas a una empresa que es líder mundial en offshore -la empresa estatal noruega que trabaja con todo los cuidados ambientales- y parte de la explotación en caso de que se encuentre petróleo, la va a capitalizar YPF, lo que significa que es en beneficio de todos los argentinos”.

“ El tema es muy claro: ningún país desaprovecharía recursos sin explotar. Tenemos que pensar en explotar lo que tenemos mientras miramos el futuro, mientras trabajamos en la transición energética. Además, esto es una apuesta al gas, que es apostar al futuro y a un combustible de transición”, afirmó.

La Secretaría de Energía convocó a Audiencia Pública a los efectos “del tratamiento de la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que el Estado Nacional  tomará a su cargo en el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas natural Argentino” – Esquema de oferta y demanda 2020-2024-,aprobado mediante el Decreto 892 de noviembre del 2020.

La Audiencia Pública se realizará el 31 de enero a partir de las 10:00 horas, a través de la Plataforma “Webex”, dispuso la Secretaría a través de la resolución 2/2022, publicada en el Boletín Oficial.

“A los fines de la realización de la Audiencia Pública, deberán disponerse mecanismos para la participación simultánea de usuarias/os e interesadas/os de las distintas jurisdicciones, a cuyos efectos se habilitarán centros de participación que contarán con herramientas tecnológicas para su conexión”, señala la resolución.

Podrá participar en la Audiencia “toda persona humana o jurídica, pública o privada, que invoque un interés simple, difuso o de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado mediante el Decreto 1172/2003.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes debida y previamente registrados mediante el instrumento legal correspondiente, admitiéndose la intervención de UN (1) sólo orador en su nombre.

Las y los interesados deberán inscribirse en forma previa y hasta DOS (2) días hábiles administrativos previos a la realización de la Audiencia Pública, a través del formulario de inscripción disponible en el sitio web https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.

El informe técnico elaborado por Energía a exponerse en la Audiencia Pública se encontrará a disposición de los interesados en el sitio web antes mencionado.

A los efectos de facilitar la participación de las/los interesadas/os y usuarias/os del servicio público de gas natural de las distintas jurisdicciones, el sitio web indicado se encontrará habilitado para recibir presentaciones, las que estarán contenidas en el Informe Final previsto en el  “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” (Anexo I del Decreto 1172/03).  La participación de los interesados por esta vía se extenderá hasta el día y hora de finalización de la Audiencia.

La Audiencia Pública será presidida por el Secretario de Energía y/o en quien éste delegue, quienes podrán actuar indistintamente, en forma conjunta o alternada. La implementación, coordinación y organización de la Audiencia Pública estará a cargo de la Subsecretaría de Hidrocarburos.

El Informe Final de la Audiencia Pública será publicado mediante aviso en el Boletín Oficial y en la página web de la Secretaría.

En los considerandos de la resolución se hace referencia a que “en materia de tarifas del servicio público de distribución de gas natural a ser abonadas por los usuarios y las usuarias, a través de la Ley 27.541 se facultó al Poder Ejecutivo Nacional a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente, o iniciar una revisión de carácter extraordinario en los términos de las Leyes  24.065, 24.076 8marcos regulatorios) y normas concordantes, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias”.

También se señala que “por el Decreto 1020/2020 se determinó el inicio de la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, fijando un plazo máximo de DOS (2) años para su realización, desde la fecha de entrada en vigencia de la citada medida”. La R2/2022 puntualiza además que “constituyen objetivos centrales del Poder Ejecutivo Nacional proteger los derechos de los usuarios y actuales y futuros del servicio de gas natural, y cuidar los ingresos de dichos usuarios a través de la determinación de tarifas que cumplan con los criterios definidos por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, asegurando la certeza, previsibilidad, gradualidad y razonabilidad de dichas tarifas”.

“El Gobierno estudia todas las maneras de controlar a las empresas que tienen las concesiones y no cumplen, y Edesur no está cumpliendo con el servicio.  En principio esperamos que haga las inversiones que tiene que hacer por los aumentos tarifarios”, dijo la Portavoz de Presidencia Gabriela Cerruti en Casa Rosada.

Dijo además que el ENRE “está aplicando multas que no se habían hecho en su momento” (por el gobierno anterior), al tiempo que añadió que la entidad de control “también fue desguazada y puesta al servicio de las empresas”.

Cerruti recordó que el gobierno de Cambiemos aumentó “en un 3.000 por ciento las tarifas y no se ve ese nivel de inversión en la infraestructura de las empresas”, y le pidió a los usuarios que “denuncian los cortes en el servicio eléctrico al ENRE”. “Seguir pidiendo aumento de tarifas no es la solución, la solución es que cumplan aquello a lo que se comprometieron, que no es lo que está haciendo Edesur”, señaló.

Altos funcionarios del gobierno nacional y de la provincia de Buenos Aires formularon declaraciones en las últimas horas en relación a la decisión de reimpulsar la actividad exploratoria de hidrocarburos en el Mar Argentino, a la vez que reiteraron que la actividad petrolera y gasífera off shore se continuará desarrollando con el mayor cuidado de preservación ambiental, tal como ha venido ocurriendo en el país desde hace varias décadas.

Al respecto, lo que sigue es un detalle de los principales argumentos que expresaron :

. Gabriela Cerruti,  Portavoz de la Presidencia, señaló que “la crisis climática es una cuestión que ocupa y preocupa al gobierno nacional. Entiende que es un proceso. Nosotros tenemos que llegar a cambios de producción y consumo que van a llevar 20 0 30 años. Mientras tanto, estamos en un momento de transición”.

“No estamos de acuerdo con las posturas de un productivismo extremo o del extractivismo a cualquier costo.  Tampoco estamos de acuerdo con prohibir algunas actividades”.

“Hasta que lleguemos a ese momento en que el mundo tenga energías renovables o energías más sustentables, nosotros vamos a tener que llevar adelante un proceso de transición en donde el gas va a ser la principal fuente de energía. Pero también vamos a tener que seguir consumiendo petróleo”.

“Lo que tenemos que hacer es llevar adelante ese proceso de la manera más sustentable y consensuada posible y esto es lo que se hizo con respecto a la explotación offshore”.

“No es sobre la costa de Mar del Plata, es a 400 kilómetros (que se desarrollarán las actividades de prospección sísmica) con lo cual muchas de las imágenes que se están divulgando no son correctas. No estamos de acuerdo con generar indignación y angustia”.

“No va a haber una plataforma en la costa. La mayoría de los países, como Brasil, tienen operaciones similares y no vemos plataformas sobre la costa”.

“Estamos hablando de una etapa de exploración con una empresa Noruega (Equinor) junto a YPF y Shell que cumplieron con toda la normativa y no tuvieron antecedentes de accidentes ambientales”.

“La aprobación (del informe de impacto ambiental) tiene mucho control. Pasó por (el ministerio de) Ambiente, porque somos firmantes de acuerdos internacionales que nos demanda realizar este tipo de procesos”.  Va a ser controlado por Pampa Azul”.

“Necesitamos un diálogo profundo incluso con las organizaciones ambientales, para poder llevar adelante este proceso de transición. Hay que hacerlo con cuidado y control y mucho consenso”.

Por su parte, el Axel Kicillof  – Gobernador de Buenos Aires – dijo sobre el proyecto Offshore en el Mar Argentino que:

“En primer lugar quiero aclarar que el proyecto está en territorio nacional, en el Mar Argentino y no es jurisdicción de la provincia de Buenos Aires”.

“No va a afectar la cuestión visual (desde la costa) y es prácticamente imposible que haya un derrame”.

“Para la Provincia, podría ser una actividad económica muy importante. Para los municipios también”.

“La cuestión ambiental es importante, hay que asegurarse que estos pozos se hagan con todo el cuidado que haga falta”.

Acerca de Equinor, la empresa operadora del proyecto en el Mar Argentino: “Tiene 6.000 pozos y ningún accidente”, afirmó.

“La exploración en Mar Argentino viene de los años ‘60 y no ha generado un problema ambiental. Por eso hay que ser cautos y hablar con información precisa sobre el tema”, señaló el Gobernador bonaerense.

En tanto, Matias Kulfas,  Ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, refirió sobre el proyecto en el Mar Argentino que “estamos absolutamente a favor del desarrollo de la actividad petrolera off shore con los resguardos ambientales necesarios”. “No estamos de acuerdo con el productivismo que se desentiende de la cuestión ambiental y también rechazamos el prohibicionismo”.

“Hemos lanzado el plan de desarrollo productivo verde y hacemos fuerza en la transición ecológica” . “Se han hecho estudios y creo que hoy hay visiones extremas”.  “Nuestra visión está alejada de las visiones extremas. Los riesgos ambientales tienen que ser gestionados”.

“Hay que producir cuidando el ambiente. Y estamos en desacuerdo con las visiones ambientalistas extremas que plantean la prohibición”.

“El camino es hacer actividades productivas con resguardos ambientales y trabajar la transición ecológica”.

“Nos parece falaz esa imagen que circuló de gente empetrolada en una playa. Esta plataforma estará a 300 y 400 kilómetros de Mar del Plata. Los riesgos ambientales son muy leves, son manejables. Río de Janeiro tiene plataformas a 200 kilómetros y la gente sigue yendo a la playa”.

“Es absurdo decir que hay un 100 % de probabilidad de derrame de petróleo”. “Lo de Greenpeace es propaganda”, puntualizó Kulfas.

La OPEP+ aumentará en 400.000 barriles diarios (bd) su producción conjunta de crudo en febrero, tal y como se preveía, pese a la incertidumbre de la nueva variante ómicron del coronavirus.

«Se ha decidido mantener la estrategia actual», dijo una fuente, citada por RIA Novosti, tras una reunión del grupo y poco antes de que la OPEP confirmara que ése ha sido el resultado de una vídeoconferencia mantenida hoy por los ministros del sector de los 23 países integrantes de la llamada OPEP+ (OPEP y aliados).

«En vista de los fundamentos actuales del mercado del petróleo y del consenso sobre sus perspectivas», los ministros certificaron «la decisión de ajustar al alza la producción global mensual en 0,4 millones de barriles diarios (mbd) en el mes de febrero de 2022″, señala la declaración final del encuentro virtual.

Con ello, la alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, sigue adelante con la hoja de ruta adoptada en julio pasado para recuperar paulatinamente el nivel del bombeo que tenía antes de recortarlo drásticamente, en mayo de 2020, para compensar la histórica caída de la demanda causada por la crisis del coronavirus.

Se acordó así incrementar mensualmente 400.000 bd entre agosto pasado y septiembre próximo, y hasta ahora el grupo petrolero se ha ceñido a este plan, de forma que a partir del 1 de febrero el tope máximo de sus extracciones se situará en 40,894 mbd.

De ese volumen, 24,808 mbd corresponden a la OPEP (sin incluir el bombeo de Venezuela, Irán y Libia) y 16,086 mbd al conjunto de los diez productores independientes aliados.

Las cuotas de Arabia Saudí (miembro de la OPEP) y Rusia (no miembro), de lejos los mayores productores y exportadores del grupo, suben, cada una, hasta 10,227 mbd el próximo mes.

La OPEP+ volver a celebrar una reunión telemática el próximo 2 de febrero.

El resultado de esta reunión de la OPEP+ era el esperado en los mercados petroleros mundiales, donde el «oro negro», tras apreciarse cerca del 75 % en 2021, mantenía una tendencia alcista, con el barril del Brent, referente para Europa, rozando los 80 dólares.