El delegado consejero de Gazprom, Alexéi Miller, anunció este miércoles que la segunda tubería del Nord Stream 2 acabó de llenarse con gas y el gasoducto está listo para su funcionamiento.
En medio de la crisis energética que asuela a Europa, la habilitación del gasoducto es un alivio para los europeos.

Nord Stream 2 tiene la capacidad de transportar 55.000 millones de metros cúbicos de gas al año y se trata del gasoducto que pasa bajo el mar más largo del mundo, con 1.234 kilómetros de longitud.

Anteriormente, el mandatario ruso comunicó que el llenado de gas de la segunda tubería del proyecto debía concluir esta jornada. “Ahora, dada la difícil situación de nuestros socios extranjeros, Rusia tiene la posibilidad de aumentar la exportación de gas”, señaló, agregando que esta nueva ruta “servirá para resolver el tema de la estabilización de precios en el mercado europeo”.

El pasado mes de octubre, la empresa anunció que la primera tubería del gasoducto se llenó con gas y está preparada para iniciar el funcionamiento.

El proyecto del gasoducto Nord Stream 2, construido entre Rusia y Alemania a través del mar Báltico, ha quedado estancado a falta de los últimos permisos pendientes en medio del auge de los precios del gas en Europa. La ministra de Exteriores alemana Annalena Baerbock aseveró hace dos semanas que Berlín no autorizará su puesta en marcha en el caso de “nuevas escaladas” de tensión en Ucrania.

La negativa de Alemania de conceder el permiso al importante proyecto energético ruso se produce en un momento cuando Occidente acusa al Kremlin de estar preparándose para un operativo militar en el país vecino y Moscú, por su parte, acusa a la OTAN de expandirse hacia el este y sus fronteras en detrimento de su propia seguridad nacional.

Mientras las autoridades alemanas reconocen que la falta de autorización del Nord Stream 2 se debe únicamente a los motivos políticos, el Gobierno ruso, que rechaza los calificativos de agresor en su contra, no oculta su desaprobación por politizar la esfera energética.

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La crisis mundial generada por la pandemia del covid, recreó la preocupación
por las consecuencias planetarias del cambio climático. Si asumimos el clima
como un bien público global y recordamos que los bienes pú blicos se
caracterizan porque su uso o consumo por parte de una persona no excluye el
consumo por parte de otro, empezamos a comprender por qué es tan difícil
acordar un régimen que financie un clima saludable para nosotros y para los que
vienen.

Siempre habrá “parásitos” (free riders) que aprovecharán del clima
presente pretendiendo que otros se hagan cargo de la externalidad negativa
global (emisión de gases) que está degradando ese clima para los que vienen.
Más cuando hay razones para culpar a los emisores del pasado del stock de gases
de invernadero acumulados.

El problema del parásito prolongado en el tiempo lleva a la “tragedia de
los comunes”; todos abusan de un recurso limitado que comparten, al que
terminan destruyendo aunque a ninguno les convenga. Elinor Ostrom , Nobel de
Economía 2009, demostró cómo pequeñas comunidades estables, son capaces, en
ciertas condiciones, de gestionar sus recursos comunes evitando la tragedia del
agotamiento gracias a mecanismos informales de incentivos y sanción. Pero en el
cambio climático tenemos más de 7800 millones de personas implicadas, más su
futura descendencia.

En vista de que todos disfrutan de un bien público y nadie puede evitar que
los demás lo usen, todos tienen un incentivo para disimular la demanda de esos
bienes públicos a fin de evitar pagar su parte proporcional de los costos para
financiarlo. Los individuos no revelan sus preferencias de consumo de esos
bienes, por eso a nivel local o doméstico los bienes públicos tienen financiamiento
presupuestario.

Pero aquí estamos hablando del clima mundial, un bien público sin fronteras:
¿quién pone los recursos para preservarlo saludable? La repuesta de la economía
a los problemas planteados tiene ámbitos jurisdiccionales acotados como los
impuestos al carbono o el mercado de bonos asignando derechos de emisión. Pero
sin jurisdicción internacional la repuesta no es extrapolable. Por eso no puede
haber una transición impuesta por una agencia global y por eso los mecanismos
cooperativos prevalecen sobre las imposiciones de mandato.

Pero al no haber imposiciones globales que sean obligatorias y exigibles, se
produce un desacople entre los ritmos de las transiciones energéticas y las
necesidades de reducción de los gases de efecto invernadero (GEI). Por eso en
el G20 organizado en la Argentina en 2018 se impuso el título “transiciones
energéticas”.

La concentración de CO2 en la atmósfera por las emisiones totales pasó de
316 ppm (partes por millón) en 1959 a 420 en la actualidad. Estamos a 30 ppm
del límite traumático de las 450. Según los informes del Comité de Expertos de
las Naciones Unidas (IPCC) la condición para estabilizar el clima en un aumento
de temperatura no superior a 2oC y de un deseable 1.5oC, meta acordada en París
en el 2015, los compromisos nacionales de reducción deben alcanzar la
neutralidad de emisiones de carbono para el 2050, con metas conducentes a ese
objetivo para el 2030.

Las proyecciones de la IEA (Agencia Internacional de Energía) para alcanzar
el objetivo de cero emisiones tuvieron un fuerte impacto político y económico.
En resumen, para lograr esas metas de emisión en el 2050 la demanda de carbón
debe desaparecer, la de petróleo reducirse al 20% de la actual y la de gas el
50%. Las energías verdes que hoy representan menos del 10% de la generación
eléctrica mundial elevarían su participación al 70%. La propia IEA advierte
sobre complicaciones en esa transición porque para acceder a esas sustituciones
en el paradigma fósil, la demanda de ciertos minerales

críticos (cobre, litio, cobalto, níquel, grafito, tierras raras, etc.) se
sextuplicará. La reciente cumbre de Glasgow no tuvo mayores avances en la
articulación de nuevos compromisos para alcanzar emisiones neutrales.

El planeta corre el riesgo que, con energía más cara y escasa, por los
desacoples de una transición no cooperativa, la opinión pública mundial
deslegitime las preocupaciones climáticas y vuelva a reclamar una agenda
cortoplacista de energía segura y barata, refractaria, por ejemplo, a la
eliminación de subsidios a las energías fósiles y de oposición a la
implementación de un impuesto global al CO2 (aún con peso relativo diferente
según el grado de desarrollo que tenga el país).

El paradigma energético mundial con predominio de las energías fósiles (83%)
está cambiando, y esos cambios que afectan preferencias de consumo y
tecnologías de producción propenden a un desarrollo sustentable. Un desarrollo
consistente con la obligación de justicia intergeneracional de preservar un
clima saludable para nosotros y para nuestros hijos, puede resumirse en dos
grandes desafíos: desenergizar la economía (reducir la tasa de intensidad
energética mejorando la productividad de la energía por unidad de producto), y
descarbonizar la energía (reducir la participación de los fósiles en las
matrices primarias, secundarias y de consumo final).

El sector energético es responsable de tres cuartas partes de esas emisiones
de CO2.Ambos desafíos impactan en el consumo y en el suministro energético.
Así, por el lado de la demanda, hay una serie de medidas de política energética
que contribuyen a mejorar la eficiencia del consumo de energía, con
significativos ahorros quereducen los costos y las emisiones de GEI.

La tecnología de redes inteligentes permite aplanar picos de consumo y
activar mecanismos de interacción entre oferta y demanda, con impactos
significativos en la mitigación de emisiones. Por el lado de la oferta, la
descarbonización de la energía viene generando una sustitución intra -fósiles
(gas reemplazando carbón mineral y en menor medida petróleo) en la matriz
primaria, y una importante irrupción de energías renovables (eólica, solar) en
la matriz eléctrica (todavía dominada por el carbón en un 35%).

En la matriz de consumo final la electricidad empieza a ganar participación
y lo seguirá haciendo, desplazando sobre todo combustibles líquidos y, en menor
medida, gas natural. Estas tendencias, que ya son mundiales, condicionan las
transiciones energéticas de todos los países del planeta y deben consolidar los
fundamentos de los nuevos compromisos cooperativos.

La mayor parte de los países que suscribieron el Acuerdo de París (2015) y
presentaron compromisos nacionales de reducción de emisiones, están revisando
sus compromisos previos para hacerlos más exigentes en función de las nuevas
metas planteadas. Aunque se trata de compromisos voluntarios, la presión de
grandes economías como la Unión Europea para “arancelar” exportaciones
de países que no graven las emisiones de CO2, y la mayor disponibilidad de
medios para auditar las propuestas de los distintos Estados, junto a la
legitimación que da al tema la mayor parte de la opinión pública internacional,
tendrán un efecto acelerador en las transformaciones que ya se insinúan en el
paradigma energético del mundo. En este contexto la Argentina plantear su
propia estrategia de transición energética.

En la Argentina el sector energético genera el 53% del total de emisiones,
en tanto el sector agricultura, ganadería, silvicultura y otros usos de la
tierra genera el 37,2% de las emisiones de GEI. La Argentina participa con 0,5%
de las emisiones acumuladas en el período 1990-2018 (Ver Plan de Transición
Energética 2030 de la Secretaría de Energía de la Naciónnoviembre 21).

Una matriz primaria muy gasificada (más del 50%) y una matriz de generación
eléctrica con predominio térmico (60%) que, con disponibilidad, opera a gas natural,
además de los enormes recursos estimados de gas no convencional (802 TCF) dan a
la transición energética argentina características singulares que se deben ser
tenidas en cuenta en la realización de la Hoja de Ruta al 2050. Si el gas
natural en el mundo y en la Argentina empieza a ser sustituido en ciertos usos
y se acelera el ritmo de penetración de las energías limpias, las ingentes
inversiones que requiere su desarrollo para sostener su oferta en la
transición, deberán compatibilizarse con

la búsqueda y el acceso a nuevos mercados (demanda regional, GNL), o el
desarrollo de nuevos usos como podría ser la producción de hidrógeno azul con
captura de los gases de emisión (CCS en inglés), en la medida que el avance
tecnológico y los costos de esta última tecnología lo permitan.

La Argentina es signataria del Acuerdo de París, y en octubre del 2015
presentó su Contribución Prevista y Determinada a Nivel Nacional. Durante la
vigésima segunda Conferencia de las Partes (COP22) realizada en Marruecos, la
Argentina presentó una versión revisada que se convirtió en su primera
Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés). En
diciembre del 2020 la Argentina presentó su segunda NDC, cuya meta es no
exceder los 359 MtCO2 para 2030. Esto implica una disminución del 19% de las
emisiones hacia el 2030 en comparación con el máximo histórico de emisiones
alcanzado en el 2007, y una reducción del 25,7% respecto de la NDC anterior.
Posteriormente, en la Cumbre Latinoamericana sobre Cambio Climático, el
gobierno argentino amplió el compromiso de reducir sus emisiones de GEI al 2030
en un 2% adicional respecto a su compromiso de la segunda NDC de forma tal de
no exceder 349,16 MtCO2.

Esto implica pues una reducción del 27,7% a las metas presentadas en el
2016. De acuerdo con la categorización realizada por Climate Watch, el peso de
las emisiones a nivel global recae en el sector energético con el 76% del
total. El segundo lugar lo ocupa la sumatoria de los sectores de agricultura,
cambio de uso de la tierra y silvicultura con el 14,8%, seguido de los sectores
de procesos industriales y residuos con participaciones menores.

La Argentina, con un sector energético que contamina por debajo de la media
internacional, puede acompañar el proceso de sustitución de carbón por gas
natural en el mundo desarrollando su potencial gasífero, articular sus redes
eléctricas en la región para permitir un mayor proceso de penetración de las
energías verdes (solar, eólica), explorar la factibilidad de la producción a
escala de hidrógeno verde e hidrógeno azul (con captura y almacenamiento de
gases CSS), consolidar la base de desarrollo de los biocombustibles como
subproductos de la transformación de proteína vegetal en proteína animal y
completar el desarrollo piloto del reactor nuclear modular para explorar su
potencial desarrollo comercial en el mercado mundial. Todos desafíos
energéticos que acompañan una transición que tiene en cuenta las tendencias
mundiales y que pueden asegurarnos energía abundante y a precios competitivos.

* Ex titular de YPF – Ex Secretario de Energía.

La empresa de Energía y Minería jujeña JEMSE, que promueve el desarrollo económico sostenible de la provincia con alianzas público-privadas, firmó un acuerdo por el cual la empresa HANAQ ARGENTINA realizará actividades de exploración en la mina Aguiliri para evaluar su potencial para el desarrollo de yacimientos de Plata, Plomo, Zinc y Litio. 

El acuerdo rubricado es por el término de dos años con opción a compra y en caso de que el yacimiento entre en producción HANAQ abonará a JEMSE una suma en pesos equivalente al  3 % del retorno neto de fundición sobre el valor de la venta de los minerales que se extraigan de Mina Aguiliri.

La propiedad minera cuenta con una superficie de 7.000 hectáreas ubicadas al norte de Paso de Jama, en el departamento de Susques en Jujuy. Al respecto, Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE, expresó que “este acuerdo es muy importante para el desarrollo socio-económico local dado que se sigue generando puestos genuinos de trabajo de manera directa e indirecta en la provincia de Jujuy, además de continuar gestionando y accionando para que se concreten numerosas inversiones en la zona”.

Tras varios meses de negociaciones, el acuerdo incluye además un compromiso de inversión relacionado a trabajos de exploración por US$ 160.000 en el plazo de 24 meses a partir de la aprobación del IIA. Asimismo, se hará cargo de las obligaciones que establece el Código de Minería: pago de cánones, publicaciones de edictos, costos de mensuras, reposición de linderos, impuestos, pago de fianzas, indemnizaciones por servidumbres o compromisos que se asuman con superficiarios, y actualización de informes de impacto ambiental, se detalló.

La Secretaria de Energía aprobó nuevos contratos de exportación en firme de gas a Chile a seis empresas productoras. Se trata de exportaciones desde enero hasta abril de 2022 desde la Cuenca Neuquina por unos 4 millones de metros cúbicos día, que vienen a sumarse a otros 6 millones diarios autorizados previamente para el período octubre 2021-abril 2022.

Las empresas YPF, Total, PAE, Vista, Pampa y Tecpetrol presentaron distintos contratos de exportación, que fueron aprobados por Energía en esta oportunidad, se informó. El volumen total autorizado representa ingresos del orden de los 200 millones de dólares.

Al respecto, el Secretario Dario Martinez expresó que “más exportaciones significa más producción, más trabajo, y más ingreso de divisas”, y agregó que “con esta ronda estamos cumpliendo con el compromiso de completar los 11 Millones de metros cúbicos diarios de exportaciones planteadas en Plan Gas.Ar”.

La Secretaria de Energía realizó un estudio integral que determinó que el  Gasoducto Centro Oeste está funcionando a plena capacidad de transporte para llevar gas a San Jerónimo, nodo que abastece a las centrales térmicas del Litoral.

“De tal forma, la producción desde la Cuenca Neuquina se ve impedida de aportar más gas dada esa restricción.  El estudio enfatiza entonces que, la producción excedente a la comprometida en el esquema Plan Gas.Ar que sea imposible transportar para satisfacer demanda interna, puede ser exportada a Chile tanto por el Gasoducto del Pacifico, como por Gas Andes”, se describió.

Al respecto se aguarda que el gobierno nacional avance con el proceso de licitación para la construcción del nuevo ducto troncal (Néstor Kirchner), en su primera etapa Tratayén -Salliqueló, con financiamiento estatal.

El Secretario de Energía afirmó que “en este caso hemos establecido el precio  del Plan Gas.Ar de invierno como precio mínimo para estas exportaciones, y estamos satisfechos con el nivel de acuerdos comerciales alcanzado por las productoras con sus compradores chilenos”.

Martínez afirmó que “la política de la Secretaria y los mecanismos previstos en el Plan Gas.Ar garantizan el abastecimiento de la demanda interna con la capacidad de transporte existente, y producción excedente que permite afianzar relaciones comerciales estables con exportaciones en firme”.

El funcionario explicó que “producción del gas argentino en aumento, y exportaciones en firme crecientes, son señales positivas para afianzar la integración energética con Chile, que generan trabajo para las regiones productoras y un incremento de la actividad”.

El Secretario de Energía expresó que “para el período 1 de enero al 30 de abril hemos autorizado exportaciones con  picos  de 4,23 millones de metros cúbicos diarios, que se suman a los 6 millones de exportaciones en firme ya autorizados”.

 . El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó mediante la Resolución 518/21 a la realización de la Audiencia Pública N° 102 con el objeto de poner a consideración: 1) la Adecuación transitoria de la tarifa del servicio público de transporte de gas natural y la Adecuación transitoria de la tarifa del servicio público de distribución de gas por redes.

Esta audiencia se enmarca en las disposiciones del Decreto 1020/20 mediante el cual el Poder Ejecutivo Nacional determinó el inicio de la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley 27.541.

La Audiencia Pública se celebrará el 19 de enero de 2022, virtualmente, desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se iniciará a las 9:00 , y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual o remota.

Esto implica que únicamente quien desee ser orador deberá inscribirse conforme la normativa respectiva y la modalidad establecida en el acto ya que quien desee ser oyente podrá escucharla vía streaming.

La inscripción para participar de la Audiencia Publica comenzará el 4 de enero de 2022 y los interesados y las interesadas en participar en carácter de oradores deberán ingresar a la página oficial del organismo, www.enargas.gob.ar

El registro para inscribirse estará habilitado hasta las 23:59 horas del 14 de enero de 2022. 

Las Licenciatarias de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural y Redengas S.A., deberán presentar ante la Autoridad Regulatoria, los cuadros tarifarios de transición por ellas propuestos, así como la información de sustento de los mismos que permita poner a conocimiento de la ciudadanía, usuarios y usuarias, el contenido propuesto para el Régimen Transitorio, considerando los parámetros y disposiciones que surgen del Decreto 1020/20 y de la resolución de convocatoria.

El ENARGAS designó a un agente del Organismo, quien actuará “ad hoc” como “Defensor Oficial de los Usuarios y las Usuarias de Gas”, cuya función será la de exponer como orador manifestando todas las observaciones que crean convenientes desde el punto de vista de la tutela de aquellos durante la Audiencia.

La Ley 24.076, en su Artículo 2, fija los objetivos para la regulación del transporte y distribución del gas natural, que son ejecutados y controlados por el ENARGAS, y en su inciso “a” dispone expresamente “Proteger adecuadamente los derechos de los consumidores”.

El Interventor del Ente Regulador, Federico Bernal destacó que “la Audiencia Pública revitaliza los derechos de usuarias y usuarios y es un paso de gran trascendencia que legitima el proceso de transición que estamos recorriendo hasta culminar con la renegociación tarifaria”. 

Y en el mismo sentido agregó que “cuando lleguemos al final de este camino y tengamos ya una tarifa renegociada que sea justa, razonable y asequible, vamos a valorar estas audiencias como hitos fundamentales de expresión popular”. 

 El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) instruyó a las Distribuidoras de gas por redes de todo el país a iniciar un reempadronamiento de usuarios y usuarias con el objeto de actualizar la titularidad del servicio a los fines de regularizar la información sobre la correcta titularidad de los suministros.

De esta manera, indicó el Organismo, se pretende que los titulares del servicio, cuando así corresponda, puedan acceder más rápido y sencillo a los beneficios normados que pudiesen corresponderles, tales como la Tarifa Social o el Registro Especial de Zona Fría (Ley 27.637).

Asimismo, se explicó, “tal iniciativa se inscribe en el marco de la política de segmentación de subsidios lanzada por el Gobierno Nacional”. 

A tales efectos, el ENARGAS puso a disposición de la ciudadanía una nueva sección en su web oficial, en la que cada usuario puede seleccionar la prestadora que le brinda el servicio para acceder a la información necesaria y desde la web oficial de la distribuidora poder iniciar el trámite gratuito de actualización de la titularidad. 

Federico Bernal, Interventor del Organismo, explicó que “identificamos de un total de 9,24 millones de usuarios residenciales de gas por redes, informados por las prestadoras a octubre 2021, que el 18 % (1,65 millones titulares del servicio) corresponden a registros que no se pueden identificar por tener el CUIT/DNI incorrecto y un 10 % (960 mil titulares del servicio) que corresponde a personas fallecidas”.

“En este sentido, en noviembre de este año instamos a las prestadoras a que informen de esta situación a los suministros identificados para los fines y efectos previamente indicados”, agregó.

El objetivo de esta segunda etapa de la iniciativa es poder identificar correctamente a cada titular del servicio, ya que pueden existir casos cuya titularidad no esté a nombre del actual usuario (“usuario no titular del servicio”), como pueden ser los casos de usuarios que alquilan una propiedad o propietarios que no han formalizado el cambio de titularidad, y que no están en el universo de usuarios titulares identificados con CUIT/DNI incorrectos y/o fallecidos.

A propósito, Bernal detalló que “este tipo de inconsistencias, que arrastramos desde hace décadas, dificultan no solo la identificación de los atributos de los usuarios de los suministros al momento de asignar beneficios como los de la Tarifa Social o el Registro Especial de Zona Fría (Ley N° 27. 637), entre otros, sino también no permiten la implementación de política de segmentación de subsidios eficiente y masiva, como la que venimos trabajando con el Ministerio de Economía, la Secretaría de Energía y el ENRE”.

Las prestadoras están difundiendo a través de sus respectivos sitios web y redes sociales información sobre el lanzamiento de estas acciones, que propenden a una mejor trazabilidad del servicio, a la vez que coadyuvando con la identificación de atributos que resultan necesarios al momento de la solicitud de los beneficios que pudieran corresponder.   En relación a la seguridad de los datos obtenidos, la Prestadora deberá adoptar las medidas técnicas y organizativas que resulten necesarias para garantizar la seguridad y confidencialidad de los datos personales, de modo de evitar su adulteración, pérdida, consulta o tratamiento no autorizado, señaló el organismo de regulación.

El gobierno brasileño adjudicó contratos a 17 plantas térmicas para que ofrezcan 4,6 gigavatios de energía, la tercera parte de la capacidad de la gigantesca hidroeléctrica Itaipú (14 GW), cuando el sistema eléctrico nacional lo necesite por posibles deficiencias en los otros generadores.

Los nuevos proyectos de generación, que ofrecerán energía de reserva para el sistema eléctrico brasileño, fueron escogidos este martes en una subasta pública de entre 132 propuestas recibidas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel, regulador) y que tenían una capacidad sumada para generar 56,7 GW.

Entre los vencedores en la licitación destacan dos plantas térmicas de la petrolera estatal Petrobras y una de Neoenergía, la segunda mayor distribuidora de Brasil y que es controlada por la española Iberdrola.

Esta fue la primera subasta realizada por la Aneel para contratar energía de reserva para el país, una iniciativa inédita organizada en medio de la mayor crisis hídrica en los últimos 90 años en el país, que dejó en mínimos los niveles de agua en las represas, redujo la energía generada por las hidroeléctricas y obligó al Gobierno a contratar costosas térmicas para evitar un apagón.

Las empresas vencedoras de la subasta organizada por la Aneel y el Ministerio de Minas y Energía de Brasil se comprometieron a realizar inversiones por 5.980 millones de reales (unos 1.049,1 millones de dólares) para construir nuevas plantas o ampliar la capacidad de térmicas ya existentes.

Los nuevos contratistas también se comprometieron a estar en capacidad para generar los 4,6 de energía encomendados a partir de 2026 y ofrecerlos al Sistema Interconectado Nacional en el momento en que sea solicitado.

Esa capacidad podrá ser solicitada o no por el sistema dependiendo de los niveles de agua con que cuentan las represas de las hidroeléctricas, responsables por más del 70 % de la energía consumida por Brasil.

Igualmente se comprometieron a vender su energía a un precio de 824.553,83 reales (unos 144.658,6 dólares) por megavatio al año, valor en un 15,34 % inferior al máximo establecido por la Aneel y muy inferior al que cobran las térmicas contratadas este año en carácter de emergencia para hacer frente a la actual crisis hídrica.

A cambio, los vencedores se distribuirán 57.300 millones de reales (unos 10.052,6 millones de dólares) en los 15 años de vigencia de los contratos, recursos que procederán de un fondo ya existente financiado por los consumidores y que es usado para pagar las térmicas contratadas en casos de emergencia.

«Los proyectos seleccionados tendrán que ofrecer a partir de julio de 2026 la energía contratada por el precio preestablecido cada vez que el Operador Nacional del Sistema la solicite en momentos de pico de la demanda de los consumidores», explicó la Aneel en un comunicado.

«Esa medida reduce los costos en la generación en los períodos de sequía, en especial en los años de escasez hídrica como el que vivimos en 2021», agregó el órgano regulador.

De las térmicas seleccionadas, 9 se alimentan con gas natural, 7 con combustibles fósiles como el diesel y 1 con bagazo de la caña de azúcar.

Las vencedores de la subasta fueron térmicas operadas por las empresas Global Participações, Delta Geração, Geramar, LGSA, UTLP, Paranaíba, Petrobras, Portocem, Termopernambuco, Tevisa y Trombudo.

Petrobras ofrecerá parte de la energía generada por las térmicas que opera en las ciudades de Betim y Sao José.

Uno de los contratos fue adjudicado a Termopernambuco (Termope), la térmica con capacidad para generar 533 megavatios (MW) que Neoenergía (Iberdrola) tiene en el estado de Pernambuco (nordeste).

La planta de Neoenergia, con capacidad para generar energía a partir de dos turbinas de gas natural y otra de vapor, se adjudicó un contrato por el que pondrá a disposición del sistema eléctrico parte de su electricidad por 207 millones de reales (unos 36,3 millones de dólares) anuales durante 15 años a partir de 2026.

El Gobierno de Estados Unidos autorizó que Petróleos Mexicanos (Pemex) compre la refinería Deer Park de Shell en Houston (Texas), informó este miércoles el presidente mexicano, Andrés Manuel López Obrador.

El presidente explicó que se mantienen las mismas condiciones que expuso en mayo pasado, cuando anunció la compra por 596 millones de dólares de Deer Park, que tiene una capacidad de procesamiento de 340.000 barriles diarios.

Pemex y Shell tenían una sociedad desde 1992, pero la compañía anglo-neerlandesa controlaba el 50,05 % de las acciones y la empresa del Estado mexicano el resto, detalló Octavio Romero Oropeza, director general de la petrolera estatal.

La operación también incluirá pagar 596 millones de dólares que correspondían a la deuda de Pemex en la refinería, añadió Romero Oropeza.

“La refinería tenía un adeudo equivalente a su valor, por cerca de 1.200 millones de dólares, se van a pagar los que corresponden a Shell y los que corresponden a Pemex, de manera tal que la refinería se agrega al país y a los activos de Pemex, libre de deudas, totalmente limpia”, aseveró.

La transacción recibió el aval de la Comisión Federal de Comercio estadounidense (FTC, por sus siglas en inglés) y del Comité de Inversiones Extranjeras (CFIUS), comentó Marcelo Ebrard, secretario de Relaciones Exteriores de México.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) destacó “el avance de las energías renovables en Argentina”, afirmando que “sin dudas, el 2021 fue un año histórico para éstas energías en el país”. “En setiembre último se logró el récord de abastecimiento de energía eléctrica a partir de la generación por fuentes renovables con un promedio de 14,2 % (1.469,8 MW) de la demanda nacional según CAMMESA, alcanzando un pico histórico del 29 % el día 26. De ese pico, un 67,65 % fue cubierto por tecnología eólica”.

“En adición a este hito cabe mencionar que en 2021 se habilitaron 20 proyectos de energía renovable, sumando 103,22 MW y llegando a una potencia instalada total de 4.852,47 MW proporcionada por un total de 182 proyectos operativos”.

Además, el país participó de la COP 26 donde presentó su nueva Contribución Determinada Nacional (NDC) que se elevó un 27,7 % respecto a la de 2016 y aprobó los “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030” donde, entre sus objetivos, se plantea “lograr el autoabastecimiento energético, mediante la utilización plena de los recursos más abundantes, disponibles y valiosos, de las cuencas onshore y offshore”, buscando el “tránsito de nuestro país hacia el uso pleno de energías ambientalmente sostenibles” en donde se destacan la energía eólica y el hidrógeno verde.

“La Cámara Eólica Argentina (CEA) tuvo un papel primordial respecto del impulso del debate por las energías renovables en diferentes instancias. Una de ellas fue la organización de dos webinarios clave que contaron con la participación de múltiples personalidades del rubro, organizaciones y expertos que debatieron acerca de diversas temáticas relativas a la industria eólica como el cambio climático, el financiamiento, la huella de carbono, y otros”, describió la entidad empresaria.

Además, desde la organización se realizó y publicó un estudio que revela cómo la industria eólica contribuye con la agenda de cambio climático impulsada por los principales países del mundo, “genera un ahorro de 800 millones de dólares anuales en divisas y es generadora de más de 2.300 empleos verdes”, se indicó.

En adición, la CEA estuvo presente en la COP 26 en representación del país y de la GWEC en Argentina, reforzando sus relaciones con el gobierno nacional y con otras entidades para seguir remarcando la importancia de la instalación de energía eólica en el mundo.

“El 2021 termina exitosamente aunque con algunos desafíos por delante como la cuestión del financiamiento, la inversión en transporte y líneas de transmisión o el almacenamiento. Está claro que el camino está marcado pero que también necesita del compromiso de los gobiernos, organizaciones, empresas y consumidores para seguir apostando por la transición energética y por un futuro más sustentable”, puntualizó la CEA.

La Secretaría de Energía suscribió acuerdos de sustentabilidad por 1.492 millones de pesos con 25 de las 34 cooperativas de electricidad bonaerenses para mejorar la inversión en la red de distribución, implementar programas de eficiencia energética y regularizar la situación de sus usuarios, así como también en reconocimiento al mantenimiento de tarifas durante la emergencia sanitaria de 2020.

El secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, recibieron en el Salón Manuel Belgrano del Ministerio de Economía de la Nación al secretario de Municipios del Ministerio del Interior, Avelino Zurro, al subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, al presidente del Organismo de Control de la Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA), Marcelo Juiz, y a los titulares de 25 cooperativas eléctricas de esa provincia, para la firma de acuerdos de regularización de sus obligaciones de pago con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

Esto, en el marco de los previsto en el artículo 87 de la Ley de Presupuesto y las Resoluciones SE 40 y 371, de 2021.

Al respecto, Martínez expresó “les agradezco en particular a los cooperativistas que son quienes contribuyen a que los vecinos y vecinas de la provincia tengan un servicio de calidad. Yo soy de una ciudad donde el servicio eléctrico lo presta una cooperativa  y sé que, en momentos duros como los de la pandemia, es cuando uno más entiende la importancia del cooperativismo. Por eso buscamos tener un tratamiento especial, porque las cooperativas están donde ningún otro actor quiere estar, y eso conlleva una importante responsabilidad”.

“Esta firma que realizamos forma parte del mandato de nuestro presidente Alberto Fernández y nuestra vicepresidenta, Cristina Fernández de Kirchner, de reconocer a aquellos actores tan importante para la reconstrucción argentina, como lo son las cooperativas”, expresó Darío Martínez.

Por su parte, el subsecretario Basualdo afirmó que “estamos saneando el sistema del mercado eléctrico y colaborando en la recuperación económica del sector, un reconocimiento que va a aliviar la situación de los usuarios que se vieron afectados económicamente durante la pandemia y un impulso a la inversión por parte de las cooperativas que va a redundar en un mejor servicio eléctrico y en una situación más holgada para ellas”.

A las cooperativas eléctricas de las localidades de Azul, Castelli, Colón, Coronel Pringles, Mariano Moreno, Monte, Pigüé, Puan, Ramallo, Ranchos, Saladillo, Salto, Tandil y Tres Arroyos se les reconocieron 371 millones de pesos para regularizar la situación de deuda de sus usuarios domiciliarios, comerciales e industriales y otros 195 millones por haber mantenido las tarifas durante la emergencia sanitaria.

Además, se les considerarán 79 millones de pesos para planes de inversión en obras de infraestructura eléctrica y programas de impulso a la eficiencia energética. Se trata de un total de 782 millones, equivalente al 79 % de sus obligaciones pendientes de pago al 30 de septiembre de 2020. El saldo restante, de 205 millones de pesos, será refinanciado.

Por su parte, recibieron créditos por 710 millones de pesos, en reconocimiento a su cumplimiento durante 2020, las cooperativas eléctricas de las localidades de Barker, Coronel Dorrego, Lezama, Monte Hermoso, Piedritas, Punta Alta, Rivadavia, Rojas, San Antonio de Areco, San Bernardo y Trenque Lauquen, en el marco del Régimen Especial de Créditos previsto en las Resoluciones SE 40 y 371/2021.
 
En tanto, el subsecretario de Energía bonaerense destacó el trabajo en conjunto entre Nación y la provincia: “Es una alegría haber llegado acá, porque conocemos el esfuerzo de las cooperativas, tanto como el de Nación y Provincia. Cuando asumimos, nos encontramos con un aumento tarifario pendiente desde agosto en la provincia, pero luego se declaró por ley la emergencia energética y se encomendó a la subsecretaría una revisión de la RTI”. “En el medio llegó la pandemia y tuvimos un congelamiento de más de un año. Por eso, somos conscientes del esfuerzo presupuestario de Nación que va a permitir limpiar las deudas”, describió.

En representación de la Asociación de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA), Mario Cabito expresó su agradecimiento y señaló la importancia de seguir trabajando por una revisión tarifaria para las cooperativas.

“Todo esto sirve para poder llevar adelante inversiones que nosotros obviamente necesitamos realizar en beneficio de las instituciones. Así que mi agradecimiento al Estado Nacional y al Estado Provincial, con el convencimiento de seguir trabajando”, agregó.

Por su parte, Norberto Trotta, de la cooperativa de Salto, se manifestó “muy reconfortado y agradecido por haber arribado a este acuerdo tras las negociaciones técnicas”.

Estuvieron presentes en el acto el intendente de Ranchos, Juan Manuel Álvarez, el intendente Monte Hermoso, Marcos Fernández, el concejal de Rojas Ariel Ignacio Paniagua, el concejal de Rivadavia, Leandro Toribio, Rodrigo Hernán Torres, en representación del Partido de la Costa, la jefa de Anses de la delegación Salto, Carolina Sol Rodríguez, y la asesora de la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires, María Alejandra Sfeir.

. YPF Luz puso en marcha el parque eólico Cañadón León, ubicado al Noreste de la Provincia de Santa Cruz, en la localidad de Cañadón Seco, que alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares.

El parque cuenta con un factor de capacidad de 53 % y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año. Es el tercer parque eólico de la compañía, luego de Manantiales Behr, ubicado en Chubut y operativo desde 2018; y Los Teros, puesto en marcha en 2020 y ubicado en Azul, provincia de Buenos Aires.

Con una inversión de más de 180 millones de dólares y 29 aerogeneradores instalados en una superficie total de 1.870 hectáreas, Cañadón León es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52 MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15 MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Cañadón León se suma así a los parques eólicos de Manantiales Behr, y Los Teros, a través de los cuales YPF Luz provee de energía renovable para las principales empresas del país, que incluyen a YPF, Toyota, Profertil, Coca Cola FEMSA, y Holcim, entre otras.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, declaró que “con gran alegría e inmenso orgullo finalizamos el tercer Parque Eólico de YPF Luz en el país: Cañadón León. Significó mucho esfuerzo y responsabilidad de los equipos de trabajo en un contexto sumamente desafiante”. Y agregó, “la finalización de esta obra nos posiciona como segundos generadores de energías renovables del país impulsándonos a seguir produciendo cada vez más y mejor energía”.

Con la puesta en marcha de Cañadón León, YPF Luz, se afianza como el principal generador del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y se posiciona como segundo generador de energías renovables del país, con una capacidad instalada renovable de 397 MW.

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 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial.

YPF está abasteciendo de combustibles a una demanda que se ubica un 6 % por encima de los niveles del mes de diciembre de 2019. Sin embargo, no se registran problemas de abastecimiento en toda la red de estaciones bajo andera YPF, explicaron fuentes de la compañía.

Como es habitual para esta altura del año, YPF establece un operativo logístico especial que le permite garantizar el abastecimiento, reforzando el despacho de combustibles: 70 unidades adicionales a la flota y 130 conductores; una optimización del despacho desde las terminales para acortar distancias y tiempos; y se profundizaron los controles de seguridad en estaciones y transportistas para evitar quiebres de stock, entre otras medidas.

YPF posee más de 1.600 estaciones de servicio en todo el país, y casi el 10 % de esas estaciones son operadas en forma directa.

La demanda nacional de energía eléctrica registró en noviembre una suba de 4,7 %  en comparación con el mismo período del año anterior, y en el período enero-noviembre de 2021 creció  también 4,7 % . Además, se dieron ocho meses consecutivos de ascenso a partir de abril de este año, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

Subieron la demanda residencial al igual que el consumo por las actividades industriales y comerciales.

LOS DATOS DE NOVIEMBRE 2021

En noviembre de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 10.560,7 GWh; mientras que en el mismo mes de 2020 había sido de 10.007,5 GWh . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 4,7 %. Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 1,1 % respecto de octubre de 2021, cuando había tenido una demanda de 10.448,1 GWh.

En noviembre 2021, se registró una potencia máxima de 21.920 MW, lejos de los 26.451 MW, record histórico de enero de 2021. La demanda residencial representó el 43 % de la demanda total del país, pero tuvo una suba de 3,7 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial subió  5 %, siendo un 28% del consumo total. Y la demanda industrial representa un 29 % del consumo total, con una fuerte suba en el mes del orden del 5,2 % aproximadamente.

La demanda de electricidad registra en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2021) 3 meses de baja (enero de 2021, -0,5 %; febrero, -7 %; y marzo, -0,9 %) y  9 meses de suba (diciembre de 2020, 1,5 %; abril de 2021, 14,9 %; mayo, 14,2 %; junio, 12,1 %;  julio de 2021, 1,9 %; agosto , 8,7 %; septiembre 3,3 %; octubre, 4,4 %; y noviembre de 2021, 4,7 %).  El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 4,4 %.

El consumo de diciembre de 2020 llegó a los 11.330,1 GWh; enero de 2021, 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. y, por último, noviembre de 2021 llegó a los 10.560,7 GWh.

Al considerar las temperaturas, el mes de noviembre de 2021 fue menos caluroso en comparación a noviembre de 2020. La temperatura media fue de 21.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 21.9 °C, y la histórica es de 20.4 °C.

En cuanto al consumo por provincia, en noviembre fueron 19 las provincias y empresas que marcaron ascensos:  Corrientes (11%),  EDEA (10%),  San Luis (9%),  EDEN (7%),  Entre Ríos y Santa Cruz (6%), Córdoba, Misiones, Mendoza y EDES (5%), La Rioja, Catamarca, EDELAP, Río Negro, Santa Fe y San Juan (4%), Chaco (1%), entre otros.

En tanto, 6 empresas o provincias presentaron una caída: Chubut (-16%), Santiago del Estero (-5%), Tucumán (-4%), Formosa (-3%), Neuquén y  Salta (-1%). En tanto, Jujuy y La Pampa tuvieron consumos similares al año anterior.

En Buenos Aires –todo el interior de la provincia (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó una suba de la demanda energética de 6,7 %. El Area Metropolitana  -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo una suba de 6,9%

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 31 % del consumo total del país y totalizaron un ascenso conjunto de 6,9 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 6,5 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió un 7,4 %.

 DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. La generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.071 GWh en noviembre de 2021 contra 1.980 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 5 %.

Gran parte del comportamiento de la generación hidráulica de este mes lo explica algo más de agua en los ríos Paraná y Uruguay, si bien menores a los caudales históricos, los mismos aumentaron en comparación a meses anteriores y al mismo mes del año pasado. El Comahue sigue con bajos aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM.

 Asimismo, y frente a una menor generación térmica, el consumo de combustibles líquidos fue menor al del mismo mes del año anterior.  Con una demanda de combustibles alternativos prácticamente igual, la diferencia se ubica en el consumo de gas natural. Así, en noviembre de 2021, el gas siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte para la producción de 58,38 % de los requerimientos.  Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 18,13 % de la demanda, las nucleares proveyeron al 9,32 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 14,03 % del total. La importación de electricidad representó el 0,14 % de la demanda.

DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 15-12-21)

 Según informó CAMMESA, la demanda de energía en los rubros alimentación, comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), representa una caída general de  -5,1 %  para las primeras tres semanas de diciembre.  Al mismo tiempo, en la industria en total, para el mismo período, existe una suba de 11 % con respecto a la prepandemia.

En noviembre se destacó el repunte de consumo en industrias vinculadas a la construcción, los productos metálicos no automotor, los derivados del petróleo, de la madera y papel, como también la industria textil, la automotriz y de alimentación, consumo masivo, servicios públicos y transporte, entre otros. Cayeron en las actividades relacionadas con la química, caucho, plásticos y otros materiales minerales no metálicos.

Respecto de los sectores en los que más subió la demanda de electricidad en el último mes, se destacaron el de las industrias de la construcción, cerca de un 29,8 %, los productos metálicos no automotores con un 21,3 %, y la industria de derivados del petróleo 12,9 %, en relación con la situación previa a la cuarentena.

Una delegación de empresas proveedoras de tecnologías y soluciones para la minería visitó el país en el marco del Seminario y Rueda de Negocios Argentina 2021 Oro, Plata y Cobre, con el objetivo de vincularse con compañías argentinas con las que consolidar vinculación y brindarles la experiencia obtenida en Perú, Chile y otros países de la región. De esta manera, Promperú y la Oficina Comercial de Perú en Argentina buscan promover el desarrollo de la minería argentina teniendo en cuenta que, en los próximos años, se prevén inversiones en torno a los US$ 10.000 millones en el sector.
Perú es un país minero, que exporta en torno a los US$ 40.000 millones anuales, casi tres veces el equivalente a las ventas externas de soja argentina, y por encima de los US$ 30.000 millones de Chile, país con el que Argentina comparte la cordillera. En tanto, la Argentina contribuye a esa industria con apenas US$ 3.000 millones al año, de ahí la expectativa por desarrollar al sector.
En el marco de la misión de proveedores a la minería fue promovida por la Oficina Comercial de Perú en la Argentina, las empresas explicaron a qué se dedican y qué tienen para aportar al desarrollo de la minería. Consideraron que, debido a la inestabilidad política que se registra en dos de los principales países mineros de la región, los ojos estarán puestos en la Argentina, aún a pesar de su coyuntura. Además, se remarcó que si bien San Juan y Santa Cruz son las provincias que lideran la explotación minera metalífera, hay oportunidades para desarrollar negocios en otras provincias mineras, incluyendo el potencial de Jujuy, que viene capturando el interés por ser una de las mayores reservas de litio del mundo.
“Estamos muy contentos porque es la primera delegación que recibimos después de dos años, para presentar la oferta exportable peruana en la Argentina de bienes y servicios para la provisión de la minería. Se trata de empresas calificadas con experiencia en Perú, Chile, Colombia. Es nuestro deseo contribuir a este desarrollo minero porque Perú es un país minero, que exporta US$ 40.000 millones por año”, dijo Silvia Seperack Gamboa, responsable de la Oficina Comercial Promperú en Argentina.
CIDELSA, CV International SRL, Haug SA, HLC, Proyectos y Control SAS (Procont) y Reactivos Nacionales (RENASA) fueron las empresas que conformaron esta delegación en la que coincidieron en señalar que cuentan con tecnología que permite ejercer la minería con responsabilidad a lo largo de toda la cadena de valor. A esto se suma la posibilidad de que las empresas que se dedican a la minería o atienden a esa industria en la Argentina se asocien con sus pares peruanos para ampliar su horizonte de negocios en ambos países.
Desde Proyectos y Control, explicaron que sus soluciones apuntan a mejorar y adecuar las salas de control. Se trata de soluciones de ingeniería con sistemas de visualización, hardware y software especializado para esas operaciones, provistas además de normas ISO en ergonomía.
“Vemos que hay una gran posibilidad de crecimiento de la minería y nuestras soluciones y productos caen muy bien porque las empresas mineras peruanas y chilenas están invirtiendo mucho en mejoras y en adecuar mejor las salas de control. Queremos entrar a Argentina para promover estas soluciones para que las empresas mineras puedan incorporar la tecnología”, dijo Oscar Flores, de Proyectos y Control.
CIDELSA, por su parte, construye albergues, ductos de ventilación, carpas y tanques a partir de telas industriales de última generación. A esto se suman soluciones de ingeniería como las fajas de ventilación y los domos, desarrollados en conjunto con una empresa canadiense.
“Venimos desarrollando esto en América latina desde hace 54 años con los máximos estándares tecnológicos y de calidad. Miramos a las distintas provincias porque las soluciones son versátiles y responden a los requerimientos particulares de cada lugar”, sostuvo Martín Ramirez, representante comercial de CIDELSA.
La delegación peruana tiene claro que en la Argentina existen “más de 10 proyectos que están empezando a construirse con inversiones de más de US$ 4.000 millones que usan membranas, sistemas de control, reactivos. La ingeniería de construcción y fabricación también aplica a la minería de litio. Todas las empresas tienen participación en el gran abanico de oportunidades”, señaló Luis Contrera, de Haug.
“Para poder ingresar a la Argentina es necesario tener socios locales para el desarrollo de nuestros productos y servicios. Chile y Perú tienen experiencia en minería metalífera, pero para nosotros es importante también la minería de litio”, agregaron.
Desde Procont, explicaron que su portafolio está compuesto por soluciones de video wall e ingeniería que abarcan también a otros sectores, como el de hidrocarburos, oil & gas. “La minería es un rubro especial porque es un boom acá y en un momento lo van a necesitar para centralizar toda la información que tienen”, apuntó José San Francisco, de Procont.
Dedicada a la minería de oro y plata, CV International elabora productos para los análisis químicos que se realizan en puntos de control específicos, geología, procesos y prospección de minerales. Analiza cuánto de oro y plata tiene una muestra de mineral y sobre ello se toman las decisiones de exploraciones, procesos, análisis o, simplemente, para ver la pureza del metal al momento de la exportación final. También ofrecen soluciones para la gestión de los desperdicios.
“El mercado argentino es bastante importante. De hecho, tenemos presencia en mineras de Santa Cruz. Con Cerro Moro y Cerro Vanguardia hace dos años que venimos trabajando, por el servicio que brindamos y la fuerte experiencia con la que contamos. Nuestra siguiente etapa es ver la parte norte, como San Juan, donde hay proyectos grandes y otros más que se van a abrir. La minería de oro y plata está creciendo en la Argentina y estamos nosotros para seguir apoyándolos”, dijo Javier Vega, de CV International.
“La minería es el futuro de la Argentina. Así como hay proyectos de litio, hay más de 72 proyectos en exploración metalífera por US$ 25.000 millones. En San Juan están Pachón y José María que equivalen a una inversión de US$ 4.000 millones. Hace más de dos décadas que no hay un proyecto de esa magnitud. Vemos que la minería es un puntapié inicial e importante para el desarrollo en Argentina, por eso Promperú nos ayuda para buscar sinergias con las empresas locales”, expresó Luis Contrera.
La expectativa de la delegación es que, si del lado de Chile hay todo lo que hay en metales, especialmente en cobre, de este lado tiene que haber lo mismo. Codelco es la mayor exportadora de cobre del mundo gracias a eso. Pachón y otros proyectos en San Juan alimentan las expectativas, más cuando desde Barrick prevén extender la vida útil de Veladero al 2033, sin olvidar la intención de darle continuidad al proyecto Lama. Sólo San Juan tiene la chance de generar inversiones por US$ 10.000 millones en tres proyectos de acá al 2026: Veladero, Lama y José María, además de los US$ 4.000 millones que se prevén en litio en Jujuy. José María promete US$ 4.200 millones, Pachón por US$ 3.200 millones, y Filo del Sol, US$ 2.500 millones.
Silvia Seperack se refirió a las buenas prácticas mineras que desarrollan estas compañías gracias a una legislación que promueve que cualquier proyecto necesita de un permiso ambiental. Cualquier inversión, antes de poder iniciarse, tiene que tener factibilidad económica, social y permiso ambiental. Y Perú tiene experiencia en eso. Mina Justa, Toromocho, Quellaveco y otros más son proyectos del 2017 al 2021 que se han desarrollado con protección ambiental y hay más iniciativas, todas de cobre, que es nuestra principal exportación.
Reactivos Nacionales (RENASA), fue otra de las empresas de la delegación que se dedica a la fabricación de reactivos químicos para el sector minero. A partir de la pandemia y de los problemas que se produjeron en la logística mundial, los empresarios vieron la necesidad de tener abastecimiento de reactivos químicos producidos en el país y no depender de la provisión externa.
“Queremos vender el reactivo, pero también el manejo de los residuos peligrosos y su logística. Conocemos la variabilidad del mineral porque va cambiando a medida que se va excavando. Nuestra experiencia en conocer esta variabilidad es para enseñar cómo reacciona el reactivo a medida que avanza la excavación. Cuando transportamos un químico a la minera, lo hacemos monitoreando con escoltas, GPS, trazabilidad, y en toda la ruta hay puntos de control, de comunicación satelital con los camiones y puntos de chequeo. Así, el día que llega todo está listo para recibirlo, almacenarlo y se prevé cómo proceder si hay una contingencia”, detalló Samuel Sanchez, de RENASA.
En su actividad se incluyen simulacros con clientes en donde involucran a la población a fin de hacerle saber que, si bien hay riesgo, también hay un plan sobre el que están preparados para poder actuar, por ejemplo, en una intoxicación con cianuro.
“En C&V contamos con normas ISO en laboratorio que permiten ver el manejo de los análisis y brindamos certificaciones de calidad. Estamos ligados a la venta, pero también al uso correcto de los desperdicios. Y cómo se reciclan algunos productos que permiten, por ejemplo, que ciertas comunidades hagan adoquines para bancos de plazas. Es una forma de ejercer la economía circular”, señalaron desde la empresa.
“Hay un problema logístico en el mundo y no podemos depender de China como proveedor. Es un tema regional poder buscar soluciones cerca, y hablamos el mismo idioma. Tal vez no seamos tan baratos como los chinos, pero tenemos experiencia, las herramientas legales, acuerdos firmados en la región. Los costos de los fletes hoy son altos, y la diferencia con los insumos chinos es mínima. Los valores de los metales hoy están muy altos. El costo de los reactivos en un procesamiento de cobre es máximo 2 por ciento del costo, lo que implica que la diferencia en el costo es muy baja. Esos centavos de ahorro no justifican parar la planta porque no llegan los productos necesarios, los costos terminan siendo más altos”, reiteró Samuel Sanchez.
El Acuerdo de Cooperación Económica ACE 58 a entre Perú y el Mercosur permite que los productos que ingresan desde Perú no paguen arancel.
Cabe destacar que las inversiones en minería son de largo plazo, con la vista puesta 30 años adelante. De ahí el interés no sólo de Perú sino también de Australia, Canadá, Gran Bretaña y Chile, que miran el norte del país como una alternativa de desarrollo. La delegación de Perú no sólo está dispuesta a volcar su experiencia sino también la posibilidad de desarrollar negocios con pares locales que permitan profundizar inversiones en el mediano y largo plazo.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), realizó un nuevo concurso de precios solicitado por CAMMESA. Recibió 15 ofertas para la provisión de un total de 22,5 millones de metros cúbicos día de gas a usinas generadoras de electricidad en el período que va del 3 al 16 de enero próximo.

El concurso estuvo destinado a los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales para suministrar. El precio promedio ponderado ofertado fue de 2,8921 dólares por 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.

De las quince ofertas recibidas, diez corresponden a gas de Neuquén por 14,5 MM3;  tres a Tierra del Fuego por 4 MM3; una a Santa Cruz poe 3 MM3; y una oferta desde Chubut por 1 MM3/día.

Los precios de abasto de productores en Neuquén fueron desde US$ 2,6978 hasta US$ 3,0012. Los precios desde Tierra del Fuego fueron desde US$ 2,7798 hasta US$ 2,8126. El gas desde Santa Cruz fue ofertado a US$ 2,8372 y el gas de Chubut a 2,8864 dólares el MBTU.

La producción total país de petróleo en noviembre ascendió a 557 mil barriles diarios, número que no se obtenía desde octubre de 2012, con fuerte presencia de la producción no convencional que representa el 37 % del total y que creció un 64 % interanual, informó la Secretaría de Energía.

La producción de crudo superó en 2,6 % a la de octubre y en 15 % a la del mismo mes del año pasado. El gran aporte vino desde Vaca Muerta(NQN) : Durante noviembre se produjeron 204 mil barriles diarios de petróleo no convencional, un 4 % más que en octubre y casi 64 % más en comparación con el mismo mes del año 2020, se destacó.

El secretario Darío Martínez expresó que “El trabajo que estamos haciendo desde la Secretaría, en conjunto con todos los actores del sector, está dando buenos resultados. Estamos en la dirección correcta y eso nos permite impulsar un sector clave para la reconstrucción de una Argentina federal”.

Mártinez puntualizó que “trajimos reglas claras y previsibilidad al sector y eso se tradujo en más producción, en más puestos de trabajo, las provincias productoras reciben mas regalías para destinarlas a sectores prioritarios, hay más divisas por exportación para el país, más pymes, industria y tecnología nacional.”

La actividad se encuentra en alza y ya superó los números pre pandemia. La producción total de petróleo de noviembre superó los valores de febrero de 2020, en casi 6 %, mientras que la producción de petróleo no convencional superó esos valores en 62 %.

En materia de Gas, la actividad se mantiene a buen ritmo impulsada principalmente por la producción no convencional que continúa creciendo y ya representa 52 % del total.

Durante noviembre se produjeron un total de 128 millones de metros cúbicos por día, un poco más que en octubre cuando la producción alcanzó los 127 millones. Además, la producción de gas total a nivel nacional alcanzó un aumento interanual de más del 10 %, mientras que en el segmento de la no convencional el crecimiento fue del 40,9 por ciento.

A partir de estos datos, el secretario de Energía expresó: “cuando asumimos presentamos el Plan Gas.Ar para traer reglas claras y previsibilidad. Hoy hemos logrado poner de pie un sector que aumenta su producción y eso es bueno para todos los argentinos y argentinas porque genera nuevos puestos de trabajo y que más pymes abran sus puertas, impulsando la industria y el desarrollo nacional”,

La producción de gas no convencional continúa en números elevados, durante noviembre se produjeron un total de 66.3 millones de metros cúbicos de gas no convencional, superando en 18 % los niveles que se tenían en Febrero del 2020 antes del inicio de la Pandemia del Covid-19.

“Mientras en el mundo falta gas, lo que lleva a que los países centrales suban el precio de los servicios, en Argentina aumentamos la producción. Y este aumento es posible gracias a políticas concretas y decisiones acertadas del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner” concluyó Darío Martínez.

El gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, anunció su decisión de “derogar la Ley” que la semana pasada habilitó la explotación minera en la meseta chubutense, norma que el propio Poder Ejecutivo provincial impulsó, y que diera lugar a importantes manifestaciones en contra por parte de la población.

Se registraron violentos incidentes, incendios contra reparticiones públicas, detenidos y heridos. También, pronunciamientos empresarios a favor de dicha Ley, y otros, políticos y sociales, reclamando la revisión de la medida.

Arcioni tuvo una primera reacción contraria a cualquier revisión, pero en las primeras horas del lunes 20 cambió de parecer y así lo comunicó vía Twiter.

“Respeto profundamente a quienes se han manifestado pacíficamente estos días y quiero pedirles de abrir una ventana de tiempo durante la cual nos demos una oportunidad…”

“Durante este tiempo abriré un nuevo proceso de diálogo social con todos los actores involucrados en este proyecto, ya sea que estén a favor o en contra”.

“Mientras tanto, hemos decidido: Derogar la ley, e impulsar un plebiscito a nivel provincial para escuchar a todas las voces del pueblo”, describió el Gobernador. No está claro que una eventual consulta tenga carácter vinculante.

Podría haber seguido este mismo criterio desde el arranque y la provincia se hubiera ahorrado padecimientos.

Pocas horas después de conocerse la decisión gubernamental, la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) la cuestionó. Había saludado la aprobación de la Ley sosteniendo que significaba “un paso adelante muy importante para la Provincia”.

Ahora, la CAEM sostiene que “Cuando la violencia decide, quien pierde es la Argentina En el día de hoy nuestra democracia volvió a dar un paso atrás”.

“ Una ley aprobada por los representantes del pueblo y por especialistas, y expuesta a la consulta y consideraciones de la sociedad civil –a partir de las cuales se efectuaron importantes modificaciones- fue derogada a consecuencia de los hechos de extrema violencia que grupos opositores a la misma perpetraron en la provincia”. “A esto se suma que el proyecto derogado tenía el papel de cumplir con la Ley 5.001, que desde hace más de 18 años dicta que deben determinarse las zonas permitidas para la industria minera”, puntualizó la Cámara.

“Una vez más, el pueblo de la Meseta del Chubut pierde sus oportunidades, porque valen más las amenazas desde afuera que la opinión de quienes viven en la zona y se han informado en profundidad. Una vez más, gana la impunidad, porque pareciera que para algunos grupos “todo vale” y el incendio de edificios públicos, la destrucción, las amenazas y los heridos, todo está permitido, sin consecuencias legales como suele haberlas para cualquier otro ciudadano”, describió la CAEM.

“Y perdemos quienes creemos que nuestro país necesita ampliar sus fuentes laborales, brindando oportunidades reales de progreso en las comunidades y para la juventud, federalizando el acceso al progreso. Quienes conformamos la industria minera tenemos una convicción tan fuerte sobre la necesidad de poner los recursos al servicio del país y de generar la apertura de la matriz productiva, que no nos dejaremos amedrentar. Y compartimos también valores como el cuidado del agua y el ambiente”, puntualizó.

Y agregó que “desde esta base de acuerdo, participaremos de todas las instancias de diálogo necesarias, aportando información precisa y escuchando las dudas y los cuestionamientos de quienes se sumen a un diálogo productivo, respetuoso y orientado a resultados superadores, donde desarrollo y ambiente puedan ir de la mano”. “La Meseta, la provincia y el país se lo merecen”, remarcó la Cámara Empresaria.

.Pan American Energy (PAE) lanza una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales, cuyo proceso de selección abarca todas las universidades públicas y privadas del país. La compañía incorporará 30 jóvenes recién recibidos o próximos a graduarse, con buen desempeño académico, manejo de idioma inglés y con el objetivo que a mediano plazo puedan asumir roles de mayor nivel de responsabilidad. A través de este programa, PAE ya incorporó a más de 140 profesionales desde 2018.

La empresa se enfocará en nuevas generaciones de profesionales de las carreras de Ingeniería, Geociencias, Ciencias Económicas, Sistemas y afines. El programa se iniciará en abril de 2022, tendrá una duración de 10 meses y se desarrollará en las principales localidades en donde opera la compañía. 

Los interesados podrán inscribirse hasta el 14 de enero de 2022 en la siguiente dirección: https://www.grupociadetalentos.com/pae2022/

El programa cuenta con tres líneas de carrera: Upstream, Downstream y Tecnología,a través de la Tech Academy,cuyo objetivo escontinuar impulsando el negocio a través de la tecnología. Los profesionales se sumarán a áreas como I+D, Construcción de Aplicaciones, Tecnología aplicada a Procesos de Negocios, Infraestructura Informática, Business Intelligence, Seguridad y Telecomunicaciones.

“El programa en su conjunto es un fuerte acelerador y semillero de nuevos talentos. Los protagonistas de esta experiencia vivirán desafíos en primera persona, en una compañía global líder de energía, desarrollándose bajo el modelo 70-20-10, donde el 70% del aprendizaje se da a través de la experiencia en proyectos desafiantes; el 20% mediante el acompañamiento permanente de tutores y mentores referentes del negocio; mientras que el 10% restante corresponde al aprendizaje formal en prestigiosas universidades, con instructores internos y simuladores de última tecnología”, afirmó Victoria Traverso, Gerente de Desarrollo de Talento de PAE.

Desde el comienzo de la pandemia, MetroGAS redobló sus esfuerzos para facilitar la comunicación con sus clientes y también con los gasistas matriculados. Lo hizo a través de canales virtuales de gestión de trámites, con el objetivo de continuar brindando una rápida y efectiva atención técnica y comercial.

En el caso particular de la atención técnica, los gasistas matriculados pueden realizar desde hace varios meses diferentes tipos de solicitudes para cumplir con su trabajo cotidiano. Todos esos trámites son totalmente gratuitos tanto para ellos como para los clientes.

En el sitio de Atención Virtual al Matriculado  -AVM- https://avmregistro.micuenta.metrogas.com.ar/ cuentan con instructivos que detallan el paso a paso la manera de completar los formularios, así como también videos explicativos para poder realizar una gestión exitosa. Además, en ese sitio se pueden presentar y consultar legajos de obra, pedidos de inspección y habilitación de obras (formularios 3.5 y 1022), notificaciones por rechazos y libre deuda, entre otros trámites.

Para acompañar el proceso de modernización, MetroGAS puso también a disposición de los gasistas matriculados una serie de capacitaciones voluntarias y gratuitas para brindar soporte en el uso de la herramienta. Vale destacar que la comunicación virtual otorga grandes ventajas tanto para los clientes -a los que les beneficia el ahorro de tiempo- como para los matriculados, que evitan trasladarse a una oficina técnica para cumplir con la norma que exigen las autoridades regulatorias oficiales.

En el caso de que surjan dudas respecto de los trámites o la gestión en la oficina virtual del matriculado, la empresa cuenta con un canal de WhatsApp exclusivo para los gasistas que al enviar la palabra MATRIBOT al número 11-3180-2222 se despliegan las opciones para tratar cada caso.

Se entiende, también, que cada caso es particular y por ello existe la posibilidad de presentar trámites de legajos de obra vía mail de modo de no desatender ninguna duda o inquietud. Las direcciones, según el domicilio de obra y pueden ser:  legajosdeobra_capital@metrogas.com.ar o  legajosdeobra_provincia@metrogas.com.ar

Respecto de los trámites que se exigen para tener al día las matrículas de los gasistas (altas, reincorporaciones, renovación de matrícula, cambios de categorías y reposición de carnet) cuentan con dos direcciones de correo electrónico por las que canalizar esos trámites. De acuerdo con el domicilio declarado del instalador, sea de provincia de Buenos Aires o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, pueden ser: matriculación_capital@metrogas.com.ar y matriculación_provincia@metrogas.com.ar

Todas estas herramientas tecnológicas no solo facilitaron el proceso de respuesta durante la época más dura de la pandemia, sino que de acuerdo con la experiencia de muchos matriculados permitió mejorar los tiempos de respuesta con el consiguiente beneficio para el trabajador y el cliente.
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El ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación e YPF presentaron una línea de crédito por 2.000 millones de pesos para que las empresas proveedoras PYMES de la compañía puedan financiar su capital de trabajo. Los créditos a los que podrán acceder tendrán un tope de 40 millones de pesos con una tasa bonificada por 18 meses.

Al respecto, el presidente de YPF, Pablo González, afirmó (el viernes 17) que “es un día de sentimientos encontrados. Venimos cerrando un año positivo con crecimiento de la inversión y de la producción y menor endeudamiento, pero al mismo tiempo, nos encontramos que no vamos a contar con herramientas muy positivas que estaban en el presupuesto que acaba de rechazar la oposición en la Cámara de Diputados de la Nación, como la modificación al Impuesto a los Combustibles Líquidos”.

Por teleconferencia, en tanto, el ministro Matías Kulfas destacó que “el Programa YMPULSA que hemos desarrollado junto a YPF apunta a ser una palanca para el desarrollo productivo del país. Con más PYMES, con más producción y trabajo nacional y más exportaciones vamos a poner a la Argentina de pie”, afirmó.

Por su parte, el CEO de YPF, Sergio Affronti, destacó que “todas las pymes regionales de las provincias donde nosotros trabajamos tienen un rol fundamental. A través de ellos es como nosotros obtenemos resultados, es por eso que trabajamos muy de cerca con nuestros proveedores regionales, para que ellos crezcan a la par de YPF”.

Acerca de la presentación de la línea de crédito específica, el secretario de la Pequeña y Mediana Empresa, Guillermo Merediz, señaló que “desde el gobierno nacional seguimos diseñando herramientas para impulsar los sectores productivos estratégicos de cada región del país. En ese sentido, estamos potenciando el desarrollo de las más de 5.000 PYMES que son proveedoras de YPF”.

Este anuncio forma parte del Programa #Ympulso que tiene como objetivo mejorar la productividad de la cadena
de valor nacional de la industria de hidrocarburos que está integrada por casi 5.000 PYMES en todo el país

Desde su lanzamiento en junio de este año, el Programa #Ympulso trabaja en distintas áreas d e acción como la
capacitación, el financiamiento y la asistencia técnica para que las empresas puedan desarrollar nuevas capacidades y adecuarse a las necesidades del sector.

Del acto de lanzamiento, que se realizó en Comodoro Rivadavia, participaron el director Nacional de Financiamiento, Alejandro Calvin; el director de YPF, Ramiro Manzanal; el director de YPF por Chubut, Horacio Forchiassin; el intendente
de Pico Truncado, Osvaldo Maimo; el presidente del Instituto de Energía Santa Cruz, Matías Kalmus; el ministro
de Hidrocarburos Chubut, Martín Cerdá y el secretario general del sindicato de Petroleros Jerárquicos, José
Lludgar.

Por YPF, participaron, además de Pablo González y Sergio Affronti; el gerente de Desarrollo Sustentable de Proveedores, Darío Garribia; el gerente ejecutivo de la Regional Sur, Alejandro Eloff; el gerente de Asuntos Externos de la Regional Sur, Matías Bezi; representantes de las Cámaras de empresas PYMES de la Cuenca del Golfo San Jorge y trabajadoras y trabajadores del sector.

Petrobras obtuvo este año 4.800 millones de dólares por la venta de campos de explotación y refinerías en el marco de su plan de desinversiones, iniciado años atrás. La cifra es el resultado de la venta de 17 activos y la conclusión de 14 procesos de desinversión hasta el pasado 6 de diciembre.

Estos negocios forman parte de un ambicioso plan de desinversiones con el que la petrolera pretende reajustar su tamaño y su enorme deuda y concentrarse en actividades más estratégicas y rentables, como la explotación de petróleo y gas en las gigantescas reservas que tiene en aguas muy profundas del océano Atlántico.

De acuerdo con la compañía, la venta de la refinería Landulpho Alves en noviembre, localizada en el estado de Bahía, por 1.800 millones de dólares al fondo Mubadala, fue uno de los principales negocios de este año, junto con los concretados con la planta de refino Isaac Sabbá, en Amazonas, y con la Unidad de Industrialización de Esquisto, en Paraná.

Dos procesos más están en curso, la refinería Gabriel Passos, en Minas Gerais, y el de la planta Lubricantes y Derivados del Nordeste, en Ceará.

En total, ocho de las trece las refinerías de la petrolera están incluidas en el plan de ventas de la compañía, negocios que tras concretarse en su totalidad, dejarán a Petrobras con una capacidad de refino de 1,15 millones de barriles por día, prácticamente la mitad de su actual producción.

Entre los activos de explotación y producción, la compañía destacó la venta de cuatro campos terrestres y de aguas rasas -dos en Bahía y dos en Sergipe-, así como los avances en las negociaciones de tres campos más en Río de Janeiro.

Otras transacciones de activos relevantes cerradas en el año fueron la oferta pública de acciones de BR Distribuidora, que permitió la captación de 2.200 millones de dólares y la venta de la distribuidora Gaspetro.

Petrobras, controlada por el Estado pero con acciones negociadas en bolsa, hasta el tercer trimestre de 2021 invirtió 6.100 millones de dólares en activos que aportan mayor rentabilidad a la compañía.

Según el último plan estratégico de la compañía, la meta es lograr desinversiones entre los 15.000 millones de dólares y los 25.000 millones de dólares, entre 2022 y 2026.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió que se está ensanchando la brecha entre las declaraciones políticas de países que prometen alcanzar el objetivo de cero emisiones netas de CO2 y la realidad del mercado del carbón, en particular porque no se están poniendo fondos suficientes para energías y tecnologías limpias.
La demanda global de carbón, que se redujo por la crisis menos de lo que se había anticipado en 2020 va a recuperar este año un aumento del 6 %, y desde 2022 se situará en niveles récord que hacen casi imposible cumplir con los objetivos para limitar el cambio climático.

Este es el escenario que presenta en su informe anual sobre el mercado del carbón la AIE, que destaca que la clave del futuro está en China, que representa más de la mitad del consumo mundial, y también en India, con la que suman dos terceras partes.

La crisis energética que sufre toda Europa como consecuencia del incremento del precio del gas en los mercados internacionales y el encarecimiento de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2) complica a varios países que se verán obligados a mantener los impuesto altos.
La pandemia provocó que los precios de la electricidad en España se dispararan durante 2021 a niveles sin precedentes, y echar mano al carbón.

De mantenerse los valores actuales de diciembre, 2021 cerrará con un precio medio de 111 euros/MWh, más del triple que el año pasado, el más barato en los últimos 17 años gracias a la caída de la demanda y de los precios que provocó la pandemia.

Antes de este año, en el que se han batido 31 récords, todos ellos durante el segundo semestre, el máximo histórico de la electricidad era de 103,76 euros/MWh, registrado el 11 de enero de 2002, hace casi 20 años.

Además, la luz solo había superado los 100 euros/MWh una vez en la historia, una barrera que desde el mes de agosto se ha sobrepasado durante todos los días, excepto en nueve jornadas.

En este sentido, esta misma semana se alcanzaron por primera vez los 300 euros/MWh, mientras que los 200 euros/MWh se han superado en casi el 70 % de los días de octubre, el 45 % de los días de noviembre y en cerca del 90 % de los de diciembre.

El gas ya marcó precios muy elevados debido a la alta demanda a nivel mundial, impulsada principalmente por el sudeste asiático, que se enfrentó a una ola de frío histórica que agotó todas las reservas de esta materia prima.

Esta semana, el precio del gas natural para entrega en enero de 2022 en el mercado europeo de referencia, el TTF holandés,marcó un nuevo récord tras situarse por encima de los 135 euros/MWh.

El combustible arañó su máximo histórico en noviembre tras encadenar tres meses de subidas después del verano registrando un incremento del 27% respecto del 2020

La compañía líder en energías renovables anuncia la emisión de dos obligaciones negociables en el mercado local con calificación de bono verde.Lo recaudado será destinado a financiar el nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, en la provincia de San Juan.La licitación será el 21 de diciembre de 2021

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, anuncia el lanzamiento de dos nuevas Obligaciones Negociables en el mercado local, por un monto a emitir en conjunto de US$ 40 millones, ampliable hasta US$ 80 millones. Se trata del cuarto y quinto instrumento de la compañía calificado como bonos verdes. La licitación de las Obligaciones Negociables en el mercado local se llevará a cabo el 21 de diciembre de 2021 y lo recaudado será destinado a financiar el nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum en la provincia de San Juan. Estas ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, y está dirigido a cualquier inversor – personas o instituciones- dispuesto a obtener rentabilidad a la vez que contribuir a brindar soluciones ambientales. Estos instrumentos son dólar-linked, es decir, se encuentran denominados en

dólares y serán integrados en pesos al tipo de cambio inicial. Otras características de las ON son:

–  La ON Clase XXXV tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, bullet, con vencimiento a los 3 años.-  La ON Clase XXXVI tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, amortizable en 12 cuotas iguales y semestrales a partir del mes 54 y con vencimiento a los 10 años. Banco Macro actúa como Organizador, mientras que Macro Securities, Balanz, BACS, Banco Hipotecario y Banco Santander actúan como Colocadores. Como Subcolocador actúa Nuevo Chaco Bursátil. “Luego de finalizar exitosamente nuestro plan de inversión de 1.000 millones de dólares, Genneia continúa impulsando las energías renovables y la inversión productiva en Argentina con proyectos que cuidan al planeta” manifestó Carlos Palazón, CFO de la empresa. Nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico

El Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, ubicado en el centro sur de la provincia de San Juan, tendrá una capacidad instalada nominal estimada de 80 MW, equivalente al consumo aproximado de 50.000 hogares.

El predio seleccionado tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54. En la zona donde se situará el proyecto, Genneia tiene en operación otros tres Parques Solares Ullum I, Ullum II y Ullum III por un total de 82 MW. El proyecto contará con más de 150.000 paneles solares con tecnología bifacial. Esto permitirá la producción de energía con ambas caras de cada panel y levantará el reflejo del suelo para aumentar la generación en un 6%. Más de 400 personas trabajarán de manera directa en el proyecto y tendrá una duración aproximada de 14 meses, incluyendo el diseño conceptual y la ejecución de la obra, la interconexión con el SADI y la puesta en marcha.

“La energía producida por Sierras de Ullum se destinará en su totalidad al mercado corporativo, el principal eje de crecimiento de las energías renovables en los próximos años. Hoy el sector privado asume un compromiso clave para la reducción de su huella de carbono y proyectos como estos ayudarán a las empresas en el camino hacia un perfil más sustentable” expresó Bernardo Andrews, CEO de la compañía.

Moody’s Local inicia análisis crediticio de Genneia

Además del lanzamiento de las dos nuevas ON para financiar el Proyecto Sierras de Ullum, Genneia recibió una nueva calificación de riesgo crediticio por parte de Moody’s Local en A+.ar con perspectiva positiva para la deuda en moneda local de largo plazo.

La nueva calificación de Moody’s refleja el posicionamiento de Genneia como la principal generadora de energía renovable en Argentina con una sólida trayectoria operativa. Por otro lado, destaca que el 93% de las ventas de la compañía se derivan de ingresos con contratos de largo plazo.

Las inversiones realizadas por la compañía de capitales nacionales, propiedad de Sociedad Comercial del Plata, se focalizaron en el posicionamiento y desarrollo comercial de la red de 350 bocas de expendio abastecidas por la empresa, con 125 estaciones de servicio abanderadas. En forma complementaria, potenció la operación de logística industrial para fortalecer la matriz energética nacional.

DAPSA – Destilería Argentina de Petróleo SA –, perteneciente al holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP), invirtió 26 millones de dólares en el posicionamiento y desarrollo de su amplia red comercial que abastece a más de 350 bocas de expendio en todo el país, con las primeras 125 estaciones de servicio abanderadas con la nueva imagen de la compañía, en el marco de la etapa inicial de su ambicioso proyecto de expansión a nivel país, que le ha permitido consolidar una fuerte presencia en las 18 provincias en las que opera actualmente.
“DAPSA es una empresa de capitales nacionales con más de 100 años de historia. Nuestra estrategia de negocios está enfocada en el crecimiento y consolidación de la red de estaciones de servicio, además del fortalecimiento de nuestras operaciones industriales y logísticas, que son un pilar importante para el sistema energético argentino. Por eso, seguimos invirtiendo con el objetivo de brindar servicios y productos de calidad, a partir del know how de nuestros equipos”, destacó el Director General Ejecutivo de DAPSA y CEO de SCP, Pablo Arnaude.
“Hemos avanzado en la renovación de las primeras 125 estaciones de servicio ubicadas en puntos estratégicos de nuestro país, que constituyen un muy importante escalón en la estructuración de nuestra matriz de abastecimiento, que naturalmente articula también el abastecimiento del segmento de operadores independientes que históricamente nos acompaña. Hemos avanzado rápidamente, pero a paso firme, privilegiando la previsibilidad y sustentabilidad de nuestros negocios, lo que nos ha permitido desarrollar sólidas relaciones comerciales con nuestros operadores que, sobre la base de vínculos contractuales de largo plazo, nos permiten asegurar la comercialización de 500.000m3 de combustibles por año, superando el 3% de un muy competitivo mercado interno”, indicó Pablo Arnaude.
Actualmente DAPSA genera empleo genuino y de calidad para 250 empleados, muchos de los cuales son profesionales. En su planta industrial elabora el 10% de los lubricantes que se comercializan en el país y el 60% de las grasas lubricantes, con un volumen anual del orden de 24.000 m3 anuales. Asimismo, produce los asfaltos modificados que se utilizan para el desarrollo de las grandes obras de infraestructura vial que requiere el país. Posee laboratorios propios y procesos industriales certificados por normas ISO, ASTM con altos estándares de seguridad operacional.
DAPSA presta servicios de logística para el almacenaje y movimiento de hidrocarburos líquidos a partir de su terminal logística emplazada en el Puerto de Dock Sud, la cual cuenta con 140.000m3 de capacidad de almacenaje en tanques y un muelle exclusivo en la Dársena de Inflamables del Puerto de Dock Sud. La terminal se encuentra intercomunicada a través de ducto con las principales refinerías de la región y también plantas de generación eléctrica.
La terminal estratégicamente ubicada en el Puerto de Dock Sud, a pasos de la Ciudad de Buenos Aires y los principales centros de consumo de la zona metropolitana, no solo articula el abastecimiento de combustibles de la red de más de 350 bocas de expendio atendidas por la compañía, sino que además brinda soporte logístico a las principales refinerías del país.
Recientemente anunció inversiones por 5 millones de dólares para la modernización de la terminal de Dock Sud, en la provincia de Buenos Aires, contribuyendo a fortalecer la matriz energética del país al ampliar la oferta de servicios logísticos que brinda a las principales refinerías de la región, en la gestión de la recepción, almacenamiento y despacho de combustibles y otros derivados de petróleo a través de buques, poliductos y/o camiones a todo el país.
Las obras, que incluyen mejoras operativas, contemplan la renovación de los 140 millones de litros de capacidad de almacenaje combustibles en su parque de tanques y la modernización de su extensa red de ductos que interconectan la planta con su exclusivo muelle.
Sobre Dapsa: www.dapsa.com
DAPSA, Destilería Argentina de Petróleo S.A., perteneciente al holding argentino Sociedad Comercial del Plata, es una sólida y eficiente empresa con 100 años de actividad orientada a la producción de especialidades y servicios en el negocio petrolero, producción de lubricantes y grasas, almacenaje de Petróleo y derivados en tanques de gran escala; Cuenta con puerto propio en una ubicación estratégica en Dock Sud, Provincia de Buenos Aires en un predio de 35 hectáreas, con capacidad de almacenaje de más de 130.000 M3 y una capacidad de despacho de 150 camiones diarios. Con más de 250 empleados, DAPSA y su gente están comprometidos con Políticas de Seguridad y Medio Ambiente, trabajando con una mirada a largo plazo centrada en la sustentabilidad de sus operaciones.
Sobre SCP: www.scp.com
SCP es un holding cuya actividad principal es la inversión en valores mobiliarios, con participación en sectores estratégicos del país, principalmente en los segmentos de materiales de construcción, petróleo y sus derivados, agroindustria, transporte y almacenamiento de granos, forestación e inmobiliaria.
Las principales inversiones que la Sociedad posee al cierre del presente período son Canteras Cerro Negro S.A. – Grupo Cerro Negro (“CCN”) (construcción – 100% de participación directa e indirecta), Compañía General de Combustibles S.A. (“CGC”) (petróleo y sus derivados – 30% de participación directa), Destilería Argentina de Petróleo S.A. (“DAPSA”) (petróleo y sus derivados – 100% de participación directa e indirecta), Lamb Weston Alimentos Modernos S.A. (“LWAMSA”), alimentos congelados 50% de participación directa), Ferro expreso Pampeano (ferroviaria – 17,59% de participación indirecta), Delta del Plata S.A. (inmobiliaria – 50% de participación directa), entre otras inversiones.

Poco después de la aprobación de la zonificación minera en Chubut la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) calificó el hecho como “Un gran paso para una industria federal”. Ello, poco antes de iniciados los incidentes en protesta (rechazo) por la medida frente a la propia sede del gobierno y del banco provincial chubutense.

A través de un comunicado la CAEM celebró “la aprobación del proyecto de Desarrollo Industrial Minero Metalífero Sustentable de la provincia del Chubut por parte de la Legislatura provincial, dado que abre alternativas de progreso
para la población de una de las zonas más postergadas de la provincia y más golpeadas por la retracción del trabajo rural y la falta de alternativas económicas”.

“Es también una definición importante para la provincia, que de esta manera comienza a ampliar su matriz productiva. Se inicia un camino que colaborará con la creación de puestos de trabajo, tanto en la construcción de los yacimientos y en su operación, como en la cadena de valor, con preeminencia de los proveedores de productos y servicios
locales y provinciales”, refirió la Cámara.

“Con la puesta en marcha del potencial minero, se impulsa la industria productiva más federal, que motoriza economías alejadas de los centros productivos, al tiempo que genera ingresos genuinos para el país a través de las exportaciones”, señalaron los empresarios del rubro.

A nivel nacional, actualmente la minería es el sexto complejo exportador. Incluso en el contexto de la pandemia, logró generar exportaciones por US$ 2.600 millones y brindar trabajo de calidad a 83.000 personas.

El proyecto surgió a través de un proceso colaborativo y de debate amplio, permitiendo esta pluralidad de voces y de opiniones la incorporación de reformas acordes a las propuestas realizadas desde la misma sociedad.

La industria minera trabaja en base a los más altos estándares de calidad, siguiendo los lineamientos de programas internacionales como “Hacia una Minería Sustentable (HMS) y la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI). A esto se suman los mecanismos de sustentabilidad ambiental, de transparencia y de articulación con
las comunidades ya previstos en el proyecto hoy aprobado.

“Entre todos los sectores, podemos trabajar para que la Meseta de Chubut sea sinónimo de minería moderna, transparente, y movilizadora de desarrollo””.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, afirmó que “apostar por la minería responsable en materia ambiental, e inclusiva con desarrollo en las comunidades donde se inserta, generando una red de proveedores es clave para el sector industrial y el crecimiento argentino”.

Kulfas le tomó juramento a Fernanda Ávila como secretaria de Minería de la Nación, y recalcó que “la minería es parte de la solución de los problemas que tiene la Argentina”.

“La minería significa más producción y producción en muchas provincias que necesitan darle más volumen a su actividad económica; significa puestos de trabajo directos e indirectos. Es un sector que paga los salarios más altos de la economía, que genera progreso y bienestar. Es una actividad que genera dólares genuinos para un país que los necesita y pasa a ser un aliado de la transición ecológica”, destacó Kulfas, durante el acto de jura.

Además, el ministro resaltó el trabajo del secretario saliente Alberto Hensel: “Su trabajo dará muchos frutos en los próximos años, como la implementación del Plan Estratégico de Desarrollo Minero y las varias inversiones que se lanzaron o están a punto de concretarse en estos dos años de gestión”.

Participaron del acto de asunción el secretario de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial Externa, Ariel Schale; la subsecretaria de Política Minera, Sylvia Gimbernat; el subsecretario de Desarrollo Minero, Andrés Vera; y el gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil. 

Ávila agradeció por su designación al presidente Alberto Fernández, al ministro Kulfas, al secretario saliente y al
gobernador Jalil: “Quiero agradecer a Hensel que realizó una tarea descomunal en medio de una pandemia trazando un camino necesario con diálogo y compromiso para el desarrollo del sector minero”, aseguró. 

También se refirió al sector minero, al que agradeció “su compromiso constante” y remarcó que se “trabajó muy bien en todas las provincias en forma conjunta y seguiremos trabajando de ese modo”.   

Por su parte, Jalil expresó: “la minería puede resolver los inconvenientes macroeconómicos que tiene Argentina respecto a la disponibilidad de divisas. La actividad en Salta, San Juan, Jujuy y Catamarca tiene proyecciones de inversiones muy importantes y todos los días se está generando empleo, desarrollando conocimiento y cadenas de proveedores. Estamos abiertos para asociarnos con empresas privadas y con el Estado”. 

“Los gobernadores estamos para acompañar y agradecemos la mirada federal que tiene el Presidente en el gabinete nacional y al Ministerio de Desarrollo Productivo” agregó Jalil.

Fernanda Ávila es abogada por la Facultad Nacional de Tucumán diplomada en derecho procesal civil y comercial por la Universidad Blas Pascal. También posee una diplomatura en derechos económicos sociales y culturales por la Universidad Nacional Catamarca, un posgrado en antropología social y política, y una diplomatura superior en gestión y control de políticas públicas, ambas en FLACSO. 

Desde el año 2020 se desempeñó como ministra de Minería de Catamarca. En 2019 fue asesora General de Gobierno. También trabajó como asesora legal del Concejo Deliberante de la Ciudad de San Fernando del Valle de Catamarca, fue Directora General de Despacho de la Municipalidad de San Fernando del Valle de Catamarca entre 2013 y en 2019 representante titular del Poder Ejecutivo Provincial ante el Consejo de la Magistratura de la provincia de Catamarca.

Del sector privado estuvieron presentes representantes y autoridades de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN), integrantes del Consejo Federal Minero, el presidente de la Unión Industrial Argentina (UIA), Daniel Funes de Rioja, y representantes de empresas y cámaras vinculadas al sector minero.

De las delegaciones internacionales participaron el embajador de India, Dinesh Bhatia; y el encargado de negocios interino de la Embajada de Canadá, John Gartke. Del ámbito estatal también participaron la ministra de la Producción de Santa Cruz, Silvina Córdoba; el ministro de Industria de Catamarca, Lisandro Alvarez; la secretaria de Minería de Salta, Flavia Royón, entre otras autoridades.

Oldelval informó a la comunidad y a los medios de comunicación

 Tras el derrame de hidrocarburos líquidos ocurrido en el tramo que se encuentra entre las Estaciones de Bombeo Crucero Catriel y Medanito, Oldelval informó que, el día lunes  se procedió a retirar la sección del caño en la cual se produjo el incidente. Dicha sección será enviada a una compañía especializada en el tema para su análisis y de esta forma, determinar la causa de la falla que provocó el evento.

La empresa continúa con los trabajos de remediación en la zona, de acuerdo con lo establecido por los estándares normativos vigentes. “Como fue anteriormente mencionado, el crudo derramado fue colectado y el operativo actualmente incluye la limpieza, tanto en el suelo, como en la vegetación. Además, la zona se encuentra aislada para evitar el paso de animales”, se describió

Las causas del incidente podrán ser esclarecidas una vez que la sección del caño extraída se analice, refirió la empresa.

Con respecto a la información que circuló acerca de trabajos de integridad que supuestamente no fueron realizados en la zona de Rincón de los Sauces (Estación de Bombeo Puesto Hernández), Oldelval advirtió que dichos datos son erróneos y el incidente en Medanito no tiene relación con esa tarea.

“ La compañía se encuentra trabajando de manera conjunta con las áreas correspondientes de medioambiente y seguridad municipales, provinciales y nacionales.  El hecho, que no presentó heridos, fue contenido en su totalidad durante el viernes. Actualmente, continúan más de 100 personas, camiones de recuperación y maquinaria pesada abocadas a la solución del evento” explicó un comunicado.  Oldelval ratificó que  ningún curso de agua se vio afectado por esto. Asimismo, el sistema integral de ductos continúa trabajando con normalidad en los demás tramos del sistema de ductos.

La energética Pampa Energía realizará la expansión del Parque Eólico Pampa Energía III que, una vez finalizadas las obras, aportará 134,2 MW de energía renovable al sistema nacional.

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, se detalló.

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.

Está previsto que las obras comiencen los primeros días del próximo año y la puesta en marcha en el segundo trimestre de 2023.

Actualmente, Pampa Energía cuenta con tres parques eólicos que suman una capacidad instalada de 206 MW y con esta ampliación, llegará a 287 MW de energía eólica.

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.

El gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, destacó las inversiones que las empresas operadoras realizarán para producción en la cuenca Golfo San Jorge en 2022 por 1.000 millones de dólares, y destacó que “en los últimos 10 meses Chubut aportó 1.300 millones de dólares en exportaciones de hidrocarburos”. En ese marco, instó a “debatir y buscar consensos entre todos los sectores para el crecimiento de la provincia”.

Desde Comodoro Rivadavia, el mandatario reconoció el rol de la actividad hidrocarburífera en el desarrollo de la región y aseguró que “tenemos la obligación de tener un único objetivo conjunto que es el bienestar de nuestros trabajadores y de nuestra provincia”.

El Gobernador encabezó un acto en dicha ciudad para celebrar el 114 aniversario del descubrimiento del petróleo. También estuvieron presentes el intendente de Comodoro Rivadavia Juan Pablo Luque, el vicegobernador Ricardo Sastre y el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá.

Además participaron  representantes de las operadoras PAE, Capsa, YPF y Tecpetrol. Y también los intendentes de Sarmiento, Sebastián Balochi y de Rada Tilly, Luis Emilio Juncos; el senador nacional Carlos Linares; la diputada nacional Ana Clara Romero;  diputados provinciales; concejales de la ciudad.

Arcioni destacó la “responsabilidad social empresaria de las seis operadoras que trabajan los yacimientos, como también la responsabilidad social de los gremios, con esa capacidad de encontrar y de buscar la paz social para poder sentarse a una mesa de diálogo, equitativa, de consenso”.

En ese sentido, señaló que “de la paz social vienen las inversiones, el desarrollo, por eso este reconocimiento a las operadoras, a todos los gremios, por el entendimiento de encontrar ese consenso”.

También en el marco de los actos conmemorativos, el  Gobernador suscribió con la empresa petrolera CAPSA un acta acuerdo mediante la cual se plasma un proyecto de inversión de 80 millones de dólares para la recuperación terciaria y mejora de eficiencia en el área hidrocarburífera Pampa del Castillo-La Guitarra. Arcioni destacó que la Cuenca del Golfo San Jorge “es la mayor exportadora del país. Al mes de octubre Chubut exportó por 1.300 millones de dólares”. Y llamó a “defender y trabajar sobre una menor retención a las exportaciones y la quita de la retención a los puertos patagónicos.

MetroGAS, la mayor distribuidora de gas natural por redes de la Argentina y de América Latina publicó su tercer informe desde 2015, en el que abierta y formalmente expone su desempeño integral.

De acuerdo con los estándares de la Global Reporting Initiative y en línea con la herramienta SDG Compass, para integrar y rendir cuenta de los avances de los Objetivos de Desarrollo Sostenible, MetroGAS presentó un nuevo Reporte de Sustentabilidad, esta vez dedicado al bienio 2019-2020, caracterizado por la consolidación de la transformación de la compañía y su adaptación ante el contexto de emergencia sanitaria por Covid-19.

“El período que compartimos refleja un tiempo de muchos cambios para la sociedad toda, local y global, y desde la compañía nos hicimos eco del avance de nuestra propia transformación, así como de la profundización del cuidado pleno de las personas que conforman nuestra red cotidiana y que inspiran nuestro propósito”, afirmó en su presentación Alejandro Di Lázzaro, Director de Relaciones Institucionales.

MetroGAS trabaja con un foco claro: el bienestar de las personas, para lo que despliega su misión con el compromiso de un servicio confiable, seguro, sustentable y de calidad. Sus logros y desafíos quedan expresados en este Reporte, con un recorrido por todo el hacer de la compañía.

Se destacan la revisión completa de sus más de 17.000 kilómetros de red, la reconfiguración de todos los puntos de contacto y comunicación para sostener la cercanía con el cliente, la aplicación de cambios organizacionales con la incorporación de modelos híbridos de trabajo y el fortalecimiento de pautas de inclusión y diversidad, y la maximización del alcance de sus programas de Sustentabilidad y de vinculación social, con la multipli,cación del alcance de la formación técnica, la educación en prevención de riesgos, el acompañamiento de acceso al servicio y las instalaciones solidarias.

“Nuestra estrategia en la gestión de la Sustentabilidad se organiza en 3 ejes que son, en sí, un llamado claro a la acción: desarrollar, cuidar y compartir. Al publicar este nuevo Reporte de Sustentabilidad subrayamos nuestro compromiso con el compartir, deseosos de enriquecer con información rigurosa y transparente los vínculos sustantivos con todos los actores de interés de nuestro quehacer”, concluye Viviana Barilá, Jefa de Sustentabilidad.

El nuevo Reporte, está disponible www.metrogas.com.ar.

Acerca de MetroGAS:

Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes
del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000
aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente americano. Abarca una superficie de 2.150 kilómetros
cuadrados y comprende las redes de distribución domiciliaria de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de las localidades y/o partidos del Sur y Este del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

El gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez, reconoció méritos del gobierno nacional respecto de las medidas encaradas en 2021 para incrementar la producción de crudo y gas natural,  pero cuestionó la demora en decidir y poner en construcción la infraestructura necesaria para acompañar dicho logro,  del que también fueron protagonistas principales las empresas productoras con sus inversiones y equipos, y los trabajadores.

“Algo hicimos bien para aumentar la producción, pero también algo hicimos mal al no ir realizando  las obras de infraestructura necesarias para enmpalmar producción y transporte” (ductos), sostuvo ante los empresarios nucleados en el IAPG.

Al respecto sostuvo que “es necesario que Oldelval avance rápidamente en ampliar la infraestructura para la evacuación del petróleo en Vaca Muerta”, y  también que empiece el proceso licitatorio del Gasoducto (Néstor Kirchner)   para evitar el cuello de botella que implica disponer de gas pero no de capacidad de transporte.

Nuestra actividad impacta con toda la sociedad, en actividades como el turismo, el transporte, la construcción, que se apalancan en la industria de los hidrocarburos, remarcó.

Acerca del proyecto de promoción de inversiones hidrocarburíferas que impulsa el gobierno nacional sostuvo que  necesitamos una regulación que tenga amplio consenso de todos los actores de esta industria.

Aludio así al anuncio al anuncio previo de Dario Martinez en el mismo ámbito, referido a la incorporación de cambios al artículo 90 del proyecto, ratificando la potestad de los estados provincial sobre los recursos hidrocarburíferos alojados en sus respectivos territorios.

“Para 2022 preveemos una producción de 74 millones de metros cubicos día de gas, pero si vamos en tercera velocidad con la infraestructura es hora de pasar a la cuarta velocidad”, manifestó en el almuerzo del Día del Petróleo organizado por el IAPG.

Los empresarios se limitaron a escuchar a los contrincantes de la política neuquina.

Discurso de Ernesto López Anadón , Presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas

Hace unos días se celebró en Glasgow el COP 26.

En él, algunos países más asumieron compromisos de reducción de emisiones, y también como y cuando llegar a ello.
Sin embargo, tenemos que recordar que estas discusiones empezaron en 1990, hace nada menos que 31 años atrás.

En aquél entonces, de los más de 150 países, solo doce o quince eran responsables por más del 60 % de la concentración de CO2 en la atmósfera y emitían en ese momento cerca del 65 % del total.

No solo por el tamaño de sus economías sino también porque quemaban más del 70 % del carbón que se utilizaba en el mundo. Obviamente estos son los países más desarrollados.

Lo curioso es que después de 31 años y 26 COP’s, estos países siguen aún siendo los responsables de la mayor parte de la concentración actual de CO2 en la atmósfera y sus emisiones rondan hoy el 70 % del total, porque queman ahora alrededor del 80 % del carbón que se utiliza globalmente.

A pesar que han ido tomando medidas de mejoras notables en eficiencia en el uso de la energía y han desplegado energías llamadas renovables o de bajas emisiones, poco han hecho, si lo medimos relativo a la responsabilidad que les cabe.

En ese período han ido estableciendo sus agendas sobre cómo y cuándo ir reduciendo sus emisiones atendiendo a sus propias razones sociales, económicas y geopolíticas.

Por caso la Unión Europea busca el camino de la electrificación de la mayor parte de la economía, con metas de cortar las emisiones a la mitad en 2023 respecto a las emisiones que tenían en 1990, entre otras medidas.

Esto probablemente les reste competitividad a sus economías, por eso están hablando de aplicar tarifas a los productos de países que tengan mayor huella de carbón.

India, que tiene el 12 % de la población mundial, se fijó la meta de llegar a emisiones netas cero en 2070, pero aclaró que continuará utilizando combustibles fósiles dado que está privilegiando el desarrollo del país en primera instancia.

Estados Unidos fue el país que más redujo sus emisiones en los últimos cinco años, no por una política específica al respecto ni por la utilización de renovables, si no gracias al gas natural que desplazó la generación a carbón. China, el principal emisor y consumidor de carbón se fijó la meta de llegar a emisiones netas cero para 2060.

Nuestra región y dentro de ella nuestro país tienen muy bajas emisiones de CO2 con respecto al total de emisiones globales. Y todos a la vez tienen una imperiosa necesidad de desarrollarse y combatir la pobreza.

Es importante entonces que nuestra región y Argentina en particular establezcan su propia agenda, que contribuya a la baja de emisiones, pero que privilegie el crecimiento de sus economías.

. Como ejemplos puedo citar la incorporación de CCS aplicado a la producción de hidrógeno azul con bajas emisiones a partir del gas natural de nuestros yacimientos y a la generación eléctrica.

. La incorporación del gas natural en el transporte urbano y de cargas y el uso de la tecnología híbrida en los vehículos livianos.

. Aprovechar las zonas de alta radiación o de buenos vientos para desplegar energía eólica y solar en combinación con el gas natural cercanas a centros de consumo o a líneas de alta tensión existentes.

. Fabricar paneles fotovoltaicos, generadores eólicos y baterías, que hoy se construyen en países de altas emisiones y que de ser fabricados en la región darían una mayor contribución global a la baja de emisiones.

Para ello será necesario contar con mecanismos de financiamiento que deberían ser provistos con largos plazos de pago y con bajas o nulas tasas de interés.

Es importante recalcar que la región y el país no son responsables de la excesiva acumulación de CO2 en la atmósfera, ni de sus emisiones actuales, pero seguramente sufriremos las consecuencias del cambio climático si los grandes emisores fallan en el cumplimiento de sus metas.

Y las que más van a sufrir estos cambios son las economías más débiles.

Para fortalecerlas hay que crecer y la manera rápida de poder crecer hoy es a través del desarrollo pleno de nuestros recursos naturales.

Conmemoramos hoy el día del nacimiento de nuestra industria en el país. Pero también lo celebramos.
Porque llevamos más de 100 años impulsando las economías regionales y nacionales, dando empleo genuino y cuantiosas inversiones y exportaciones.

Somos la base de nuestro sistema energético. A pesar de las vicisitudes producidas por la pandemia en 2020, la industria fue capaz de mantener el suministro y aumentar la actividad durante este año.

La producción de Petróleo terminará el año con un aumento de cerca del 5 % con respecto al año pasado, con la producción No Convencional de Petróleo aumentando alrededor del 33 %.

La producción de Gas Natural estará cerca de un 1 % arriba de lo producido en 2020, con la producción No Convencional de Gas por encima del 4 %. Y finalizará el año con aproximadamente unos 600 pozos terminados, contra 382 en 2020.

Sin embargo, estamos muy lejos de lo que nuestra industria puede lograr si se estableciesen las políticas adecuadas para nuestra actividad. El desarrollo intensivo de nuestros recursos requerirá de la perforación de 1.000 a 1.500 pozos
al año, entre desarrollos convencionales y no convencionales, con inversiones del orden de los 10.000 a 15.000 millones de dólares anuales.

Por caso, Vaca Muerta tiene el potencial para producir 500,000 BOD y 100/150 Mm3/d de gas con un adecuado aumento de la actividad.

Esto daría saldos exportables anuales de gas, petróleo y derivados por un valor de US$ 15,000 M /año comparado con alrededor de 4,000 millones que se exportan actualmente.

En los primeros 10 años de esta actividad podremos acumular un saldo exportable de 600 MBO por valor de unos US$ 35,000 M y 3 TCF de gas por un valor de unos US$ 10,000 M . El acumulado de inversiones sería de unos US$ 80/100,000 M , la recaudación por regalías e IIBB unos US$ 8,000 M y otro tanto en impuestos nacionales.

Se podrían incrementar los proyectos petroquímicos y probablemente la construcción de una planta de GNL de unos US$ 6,000 M de inversión, que agregaría otros US$ 2,000/3,000 M a las exportaciones.

A esto habrá que sumarle la posible actividad offshore, que seguramente aumentará estas cifras y que traerá un gran crecimiento en las ciudades portuarias donde se instale, como ocurrió en Brasil y en otras partes del mundo.

En otras palabras, el desarrollo de los recursos con los que hoy cuenta el país tendrá un alto impacto en su economía y será el motor de su crecimiento. Nuestra industria ha demostrado que trabaja de manera responsable, minimizando la
impronta que toda actividad humana deja, y trabajando muy seriamente en el control de sus emisiones.

Hemos demostrado nuestro compromiso con el cuidado del medio ambiente y contamos con las tecnologías adecuadas y de última generación para llevar a cabo estos desarrollos de manera responsable y sustentable.

Pero será necesario recrear las condiciones de mercado que permitan realizar estas inversiones, dirigiendo los subsidios exclusivamente a las clases de menores recursos económicos, aprovechando que la abundancia de gas y petróleo dará precios competitivos a la economía.

Establecer mecanismos ágiles para la libre exportación e importación de hidrocarburos y sus derivados. Y permitir la libre disponibilidad de divisas lo que permitirá mantener el alto flujo de dinero de fuentes extranjeras para las inversiones que se requerirán.

Quiero recalcar algunos conceptos:
 El mundo puede hoy albergar a 7.800 millones de habitantes gracias al gas y al petróleo. No hubiese sido posible de otra manera, y mucho menos pensar que se pueda prescindir de los hidrocarburos en el corto o mediano plazo y que la población alcance cerca de los 10.000 millones de habitantes.
 Por ello, las agendas que adopten los países para evitar el aumento de la temperatura media por encima de los dos grados centígrados serán complejas y costosas.
 Para países como el nuestro el financiamiento de bajo costo para nuestra propia transición es esencial.
dentro de esto, el gas natural será fundamental para mejorar el acceso a la energía y contribuir a la baja de emisiones, reemplazando al carbón.
• El país cuenta con importantísimos recursos de gas natural y petróleo que pueden ser desarrollados económicamente y exportados ayudando a otros países a reemplazar el uso del carbón.
• El país también cuenta con una industria experimentada, responsable y poseedora de las últimas tecnologías para el desarrollo de nuestros recursos de una manera sustentable.
• Los no convencionales son el único proyecto, en el medio plazo, capaz de generar un desarrollo económico de magnitud en todo el país.
No debemos olvidar que tenemos que fortalecer la economía y la sociedad para que sea resistente a cambios climáticos, mientras contribuimos a la reducción de emisiones.
Esto no es solamente un proyecto, es la agenda que debe tener el país para generar crecimiento y bienestar. No debe ser trabajo de un solo partido, sino de todas las fuerzas políticas tanto nacionales como provinciales.
Debe ser una sólida política de Estado.

El secretario de Energía, Darío Martinez,  destacó ante directivos de empresas productoras, transportadoras, procesadoras y distribuidoras de hidrocarburos nucleadas en el IAPG que “el Presidente (Alberto Fernández)  tomó la decisión de asegurar el financiamiento de la primera etapa del Programa “Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional”, e incorporó los fondos necesarios para asegurar partidas presupuestarias entre 2021 y 2022 por US$ 1.059 Millones, que se sumarán a los US$ 520 MM que ya tiene asignados (la estatal) IEASA provenientes del Aporte Solidario (grandes fortunas)”.

“Quiero anunciarles que ya firmé el proyecto de DNU que instrumenta todo este programa, determina que IEASA convoque las licitaciones correspondientes, y constituya un Fideicomiso especifico, que ya está a dictamen jurídico, y llegará en breve a la firma del Presidente”, expresó Martínez en el marco del almuerzo anual celebratorio del Día del Petróleo realizado por el Instituto en la CABA.

El Secretario añadió que “también quiero anunciarles que ya estamos transfiriendo a IEASA fondos por US$ 583 MM correspondientes a las partidas presupuestarias 2021 que se sumarán a los fondos del Aporte Solidario que la Tesorería ya le está girando, y de esta forma ponemos en marcha el primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner desde Tratayén hasta Salliqueló, que junto a sus obras complementarias, permitirá incrementar la capacidad de transporte en 24 Millones de metros cúbicos diarios. Con la segunda etapa del proyecto (Salliqueló – San Jerónimo (Santa Fe) el ducto podrá transportar hasta 44 millones de metros cúbicos, señaló.

“Un Programa que permitirá transportar desde Vaca Muerta 44 millones de m3 día adicionales hasta los centros de consumo y las centrales térmicas, con un costo aproximado de US$ 3.471 MM, que, a los precios actuales, permitirá ahorro anual de divisas por US$ 2.690 MM y un Ahorro Fiscal anual de US$ 1.946 MM, reemplazando con Gas  y Trabajo Argentino las costosas actuales importaciones de GNL y Gas Oil”, describió.

En otro orden, el funcionario hizo hincapié en la importancia del respaldo “de todos los actores del sector, y de las empresas en particular” al proyecto de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que el gobierno giró al Senado de la Nación para que se convierta en Ley. “Cuanto antes esto ocurra, antes habrá nuevo impulso a la actividad”, puntualizó.

”Este es un proyecto de Régimen de Promoción de acceso voluntario, que contempla incentivos para la producción incremental de petróleo, consistentes en volúmenes crecientes de exportaciones garantizadas vinculados a la evolución general de la producción de Petróleo Nacional, y también premian el desenvolvimiento individual de cada empresa. Además, prevé niveles crecientes de libre disponibilidad de divisas proveniente de esas exportaciones”, describió.

Y añadió que “adicionalmente, prevé un Régimen de Proyectos Especiales de Inversión que contempla incentivos por reducción o tratamiento diferencial de Tributos Nacionales, Aranceles de Importación de bienes no producidos en el País, y además, garantía de acceso al Mercado de Cambios para el repago de las Inversiones con financiamiento externo”. “También prevé la institucionalización por 20 años del plan Gas.Ar”, recordó .

“El proyecto armoniza incentivos a la Inversión, al aumento de la producción, y de la exportación, con los objetivos de abastecimiento de la demanda interna, el incremento del Valor Agregado Nacional, el incremento de los recursos provinciales, el fortalecimiento del ingreso de Divisas y de las reservas del BCRA”, describió.

Martínez  remarcó que “todo ello en al marco estricto de la ley Madre de Hidrocarburos 17.319, y de la ley 26.197 que por iniciativa del entonces Presidente Néstor Kirchner, en 2006, consagró legalmente el precepto constitucional de la Propiedad Provincial de los Recursos Hidrocarburíferos dentro de sus Jurisdicciones, y su consecuente asunción plena del dominio originario, la administración de los recursos y el carácter de Autoridad de Aplicación de la ley 17.319 en sus territorios”.

“En relación con este tema, añadió, un Gobernador, basado en una interpretación muy especial, ha planteado su disconformidad con el texto del artículo 90 del proyecto, al suponer que habría un avance del Gobierno Nacional sobre las potestades Provinciales”.

Martínez no lo nombró pero resultó que no casualmente también estaba sentado en la mesa central del almuerzo del IAPG Omar Gutierrez (MPN) que pulsea políticamente con el Secretario de Energía, también neuquino, del Frente de Todos.

El Secretario sostuvo que “si bien no compartimos ese análisis, ni esa interpretación, queremos resaltar que de ninguna manera el Gobierno Nacional, no tuvo ni tiene, intención alguna de menoscabar las jurisdicciones y las potestades  Provinciales, ni mucho menos poner en duda la propiedad de sus recursos”.

Y puntualizó que “es por eso que quiero anunciarles que vamos a incorporar en la redacción cuestionada, un párrafo que asegure, aclare y garantice que, tal como lo determina la ley 26.197, las Provincias son Autoridades de Aplicación en sus respectivas Jurisdicciones de la ley 17.319”.

Los empresarios (había representantes de CGC, Pluspetrol, Chevron, Pan American Energy, Tecpetrol, Shell, TGN, Total, YPF, Pecom, entre otros) escucharon a Martínez destacar hitos productivos del 2021 luego de atravesar lo peor de la Pandemia del Covid-19.

“La producción de petróleo también entusiasma por el esfuerzo de toda la industria y por los niveles que ya se alcanzaron”. “En Noviembre ya alcanzamos los 545.000 barriles diarios superando en 5 % los niveles prepandemia e igualando los niveles del cuatrienio 2012/2015, en un ritmo creciente, que también expone las limitaciones de infraestructura de transporte. Esto fue posible por el incremento sostenido de perforación de pozos de desarrollo y de etapas de fractura”.

Acerca del Plan Gas Ar, Martínez señaló que “transcurrido un año ya de la puesta en marcha, el Plan Gas.Ar no solo detuvo la declinación productiva que preveía una caída al 8% anual, sino que la producción de gas ya tuvo en octubre, un ritmo que supera  no solo los valores del año pasado, sino también al promedio del periodo 2016/2019, y ya estamos casi en los niveles prepandemia”.

“De hecho, en octubre pasado, alcanzamos una producción total país de 127 MM m3/día, igual al promedio 2016/2019. Y como Vaca Muerta es la locomotora, y aumentó su producción hasta 77 MM/m3 día, superó ya la producción prepandemia, y en más de 18 % al promedio del periodo 2016/2019. El esfuerzo inversor de las empresas, que confían en el Plan y en la previsibilidad de sus variables, generó récords de perforación de pozos de desarrollo y de fracturas. En Noviembre llegamos al récord histórico mensual con 1.122 etapas de fractura, y este año 2021 vamos a alcanzar las 10.000 etapas de fractura, contra 6.405 en 2019”, detalló.

Acerca de las inversiones para 2022, El Secretario de Energía consideró que “las principales empresas del Sector con YPF a la cabeza, tienen una actitud que trasunta confianza en las políticas y los escenarios próximos, están planificando inversiones por un monto que puede llegar a alcanzar los 8.700 millones de dólares para el año entrante. Un monto de inversiones que, sin la Ley de Promoción de Inversiones enconsideración, y con excepción de lo acontecido en 2015, se convertiría en el mayor nivel de las últimas dos décadas”. “Las Inversiones se convertirán en mayor producción, mas trabajo, creciente actividad para las pymes y la Industria nacional, más exportaciones e ingreso de divisas”, describió.

En tanto, Martínez se refirió a la saturación de la capacidad de transporte de los oleoductos. “La capacidad de transporte de los oleoductos que opera Oldelval está llegando al límite, porque el ritmo de producción aceleró todas las previsiones que indicaban algún problema recién para mediados de 2023”, refirió.

“Ya estamos trabajando con Oldelval en obras inmediatas que aumenten la capacidad actual, acelerando los niveles de inversión previstos”, agregó.

Acerca del aumento de exportaciones del rubro señaló que “el nivel de exportaciones crece permanentemente, y la variedad Medanito ya se ganó un lugar en el mundo por su calidad”.

“En los primeros ocho meses del año, las exportaciones de crudo acumulan 2,3 Millones de metros cúbicos y US$ 953 MM. de los cuales las exportaciones de crudo tipo “Medanito”, que eran prácticamente inexistentes antes del 2020, han alcanzado en esos ocho meses 453.000 metros cúbicos. 

“Los resultados en incremento de la producción, las inversiones y las exportaciones, no están dados exclusivamente por el nivel del precio internacional del Barril.  Algo ocurre para que se den estos resultados y proyecciones, y ese algo es la política en materia de Hidrocarburos que esta desarrollando el Gobierno Nacional, que le está dando a la industria señales de confiabilidad, estabilidad de las reglas, y previsibilidad, aun en medio de un escenario mundial imprevisible que derrumba el precio del barril US$ 11 en un día”, afirmó el Secretario.

Pocos minutos después se despidió con rumbo al Congreso de la Nación para integrarse al equipo que conduce el ministro de Economía, Martín Guzmán, quien debía explicar el proyecto de Presupuesto ante los legisladores.  

La empresa Oldelval informó en la tarde del domingo 12 que “tras el derrame de hidrocarburos líquidos ocurrido en el tramo que se encuentra entre las Estaciones de Bombeo Crucero Catriel y Medanito, continúan los trabajos de remediación en la zona”.

“El crudo derramado ya fue colectado y el operativo actualmente incluye la limpieza del lugar, tanto en el suelo, como en la vegetación.  Además, la zona se encuentra aislada para evitar el paso de animales”, se explicó.

“El incidente, que no presentó heridos, fue contenido en su totalidad durante el viernes. Hay más de 100 personas, camiones de recuperación y maquinaria pesada abocadas a la solución del hecho”, añadió un comunicado en el cual ratifica que “ningún curso de agua se vio afectado por el hecho”.

Asimismo, se puntualizó que “el sistema integral de ductos continúa trabajando con normalidad en los demás tramos. La compañía recibió en el día de ayer (sábado 11) a Darío Martinez, Secretario de Energía de Nación y Andrea Confini, Secretaria de Estado de Energía de la Provincia de Río Negro, quienes recorrieron la zona afectada”.  Además, se encuentra en contacto permanente con las áreas correspondientes de medioambiente y seguridad municipales, provinciales y nacionales.

La operadora del ducto refirió que “el incidente se produjo a las 11:45 horas del viernes 10 de diciembre, en la zona de Medanito, a 30 kilómetros  de la ciudad de Catriel, provincia de Río Negro.  Fue detectado a través del Centro de Control de la compañía que procedió a bloquear el ducto y activar el Plan Ante Contingencias (PAC).  Las causas aún continúan en investigación”.

 Por su parte, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación dispuso el domingo que la Brigada de Control Ambiental se desplace a Río Negro para realizar una inspección y evaluar el daño ambiental ocasionado en el área afectada.

En tal sentido, se intimó a Oleoductos del Valle (Oldelval) a que presente la póliza del seguro ambiental obligatorio que la ley exige para llevar a cabo la prestación de sus servicios.

La cartera de Ambiente nacional impulsa en todo el país el cumplimiento de lo establecido por la Ley 25.675 —general del ambiente— en su artículo 22. Esto quiere decir que aquellas actividades riesgosas que potencialmente puedan conllevar un incidente ambiental deben contar con una garantía financiera para responder por los siniestros que la actividad pudiera causar.

“Si la compañía no contara con el mencionado seguro se iniciarán las acciones legales correspondientes para que sea la empresa que provocó el daño la que remedie sus consecuencias y se haga responsable por lo ocurrido”, explicó dicha cartera

. El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informó que, con el propósito de promover y facilitar políticas tendientes a fomentar el uso del gas natural como combustible de vehículos destinados al transporte de pasajeros y de carga, dispuso someter a Consulta Pública el control regulatorio de un Dispositivo de Acople para la carga de GNC. 

Dicho dispositivo será analizado a través de las normas ISO 14469 (2017) “Road vehicles -Compressed natural gas (CNG) refuelling connector”; CSA/ANSI NGV1 (2017) “Compressed natural gas vehicle (NGV) fueling connection Devices” y UNECE R-110 (2015) “Reglamento N° 110 de la Comisión Económica para Europa de las Naciones Unidas (CEPE)”. 

La Consulta Pública, establecida por la Resolución N° 489/2021, está orientada a promover el desarrollo de un nuevo polo de demanda de gas natural que traerá aparejado una movilidad más saludable por la reducción de emisiones gaseosas y sonoras contaminantes, particularmente valorable en zonas de alta concentración urbana y una disminución de costos de logística, del transporte carretero de pasajeros y de carga, por la utilización de un combustible de menor precio relativo.  

Sobre la medida, destinada al sector específico y a quienes quieran opinar sobre la materia sometida a tratamiento, el Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, hizo énfasis en que “tenemos la intención de promover un uso seguro y racional de la energía para fomentar la utilización de un combustible disponible y abundante y una mejora de la balanza comercial energética y ahorro en subsidios, debido a la sustitución de combustibles líquidos importados”.

Bernal agregó que, luego de analizadas las propuestas presentadas y aprobada la norma que resulte de esta consulta, “contaremos con un marco reglamentario sobre el Dispositivo de Acople de carga para los vehículos en cuestión, que favorecerá la utilización de un sistema que permitirá reducir los tiempos de abastecimiento, minimizar las emisiones gaseosas y sonoras y garantizar una utilización más segura en la instancia del abastecimiento. No hay que perder de vista que la reducción de esos tiempos es una pauta esencial frente a la decisión respecto del combustible a ser utilizado en sus unidades”. 

La mencionada Resolución invita a participar de la Consulta Pública a las Licenciatarias del Servicio de Distribución de Gas Natural y por su intermedio a las Estaciones de Carga de GNC de su área licenciada, a los Organismos de Certificación acreditados por el ENARGAS y por su intermedio a los Fabricantes e Importadores de Mangueras para surtidores de GNC por ellos certificados. 

A su vez, también extiende la invitación al Consejo Profesional de Ingeniería Mecánica y Electricista (COPIME), a YPF S.A., a Delta Compresión S.R.L. – ASPRO, a la Asociación Mendocina de Expendedores de Naftas y Afines (AMENA), a la Cámara de Expendedores de Combustibles de la Provincia de San Juan, a la Cámara de Expendedores de Combustibles de la Provincia de San Luis, a NRG Argentina S.A., a la Cámara Argentina del Gas Natural Comprimido (CAGNC), a la Federación de Empresarios de Combustibles de la República Argentina (FECRA), a SCANIA ARGENTINA S.A., a AGIRA S.A., a Galileo Technologies S.A., a CNH INDUSTRIAL ARGENTINA S.A. (EX IVECO ARGENTINA S.A.), a Corven Motors Argentina S.A. y al público en general.

Se estableció que por un plazo de 30 días corridos, efectúen formalmente comentarios y observaciones, los que, sin perjuicio de ser analizados, no tendrán carácter vinculante para la Autoridad Regulatoria. 

Cabe recordar que, siguiendo con su compromiso por fomentar la utilización del GNC como combustible, el mes pasado, ENARGAS aprobó la NAG-452 para la habilitación de vehículos destinados al transporte, producidos en el Territorio Nacional, propulsados mediante el uso de gas natural, con el propósito de promover y facilitar políticas tendientes a mejorar la calidad y eficiencia del servicio de transporte público terrestre de pasajeros o de carga.

Brasil realizará la próxima semana una subasta de derechos para explotar reservas petroleras que cuentan con unos 12.000 millones de barriles de crudo, que equivalen a las actuales reservas probadas del país y cuya extracción puede convertirlo en el quinto mayor productor de petróleo del mundo.

Los vencedores de la subasta del 17 de diciembre próximo, para la que están inscritas diez grandes multinacionales, tendrán que realizar inversiones por US$ 36.624 millones de dólares para desarrollar la producción en esas áreas.

Las cifras fueron divulgadas el jueves asado por el ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque. «Esta subasta elevará nuestras reservas de petróleo en cerca de un 12 %, lo que no es poco para un país que ya es el séptimo mayor productor de crudo del mundo, y eso nos permitirá entrar entre los cinco mayores productores mundiales en 2030», afirmó el ministro.

De acuerdo con Albuquerque, los 12.000 millones de barriles de petróleo que se calcula que contienen las campos de Sepia y Atapú equivalen a las actuales reservas probadas de Brasil (12.714 millones de barriles) y a la octava parte de las reservas probables del país (100.000 millones de barriles).

En la subasta serán ofrecidos derechos para explotar los volúmenes excedentes que Petrobras descubrió en Sepia y Atapú, dos áreas en la cuenca marina de Santos con hidrocarburos probados en el Presal,
El contrato por el que Petrobras se adjudicó los derechos para explotar las dos áreas prevé que la estatal tendrá que ceder a otras empresas lo que exceda de 5.000 millones de barriles, aunque podrá permanecer como operadora con un 30 % de participación

Esta interesadas Shell, Chevron, Total, ExxonMovil y la colombiana Ecopetrol, que están inscritas para disputar la llamada Segunda Ronda de Licitaciones de los Volúmenes Excedentes de la Cesión Onerosa.

Las dos reservas fueron ofrecidas en una primera subasta en noviembre de 2019 pero ninguna empresa se interesó, lo que obligó al gobierno a modificar las reglas de la licitación para elevar el atractivo de los activos.

Según las nuevas reglas, el vencedor de la subasta por los derechos para explotar los volúmenes excedentes de Sepia tendrá que pagar US$ 1.280 millones por la licencia y entregarle al Estado al menos el 15,02 % de su producción.

La empresa que se adjudique los derechos sobre Atapú tendrá que pagar por la licencia US$ 718 millones y entregarle al Estado al menos el 5,89 % de su producción.

Es decir que el precio de las licencias fue reducido en cerca de un 70 % con respecto a la subasta de 2019 y la participación del Estado en la producción en casi en una tercera parte.

Oleoductos del Valle (Oldelval) informó acerca de un derrame de hidrocarburos líquidos ocurrido el viernes 10 de diciembre  en el tramo que se encuentra entre las Estaciones de Bombeo Crucero Catriel y Medanito. La empresa dijo en un comunicado que el derrame ya fue contenido y que las tareas actuales se abocan a remediar la zona afectada y que por el hecho no se registraron heridos. Las causas del hecho aún continúan en investigación.

El incidente se generó en la zona de Medanito, a 30 kilómetros de la ciudad de Catriel, provincia de Río Negro (los videos  del incidente se viralizaron), aunque los cursos de agua cercanos no se vieron afectados por el hecho, según la empresa. Oldelval desplegó un operativo en la zona para iniciar los trabajos de recuperación del crudo y la limpieza del área afectada, tanto en el suelo, como en la vegetación.

El equipo de trabajo está integrado por cuadrillas destinadas a labores manuales, camiones de recuperación y retroexcavadoras. La compañía también está aplicando las medidas correspondientes en coordinación con las autoridades provinciales y locales.

El incidente se detectó a través del Centro de Control de la compañía que procedió a bloquear el ducto y activar el Plan Ante Contingencias (PAC). Envió personal operativo a evaluar la situación y activó los recursos necesarios para la contención del derrame, planificando la extracción de crudo en la zona.

Oldelval es una concesión de transporte de crudo que despacha el 70 % del hidrocarburo líquido de la Cuenca Neuquina y el 100 % del shale oil producido en Vaca Muerta.

La empresa ha sufrido recurrentes derrames de distinto calibre en los últimos años, destacándose en 2014 un derrame en Médanos Provincia de Buenos Aires, en Lindero Atravesado en enero de 2015, y Puerto Rosales en julio de 2019.

La propiedad del capital social de Oldelval lo componen siete accionistas: YPF posee el 37 % del activo, ExxonMobil el 21 %, Chevron el 14 %, Pan American Energy (PAE) y Pluspetrol el 11,9 % cada una y Tecpetrol y Pampa Energía el 2,1 % cada una.

La compañía es presidida por Pablo González, también presidente de YPF, designó a comienzos de junio como directores titulares de Oldelval a Marcos Capdempont, ex gerente de Empresas Participadas de YPF; Carlos Grassia, ex gerente Regional de Neuquén de la petrolera con responsabilidades en el midstream y transporte de combustibles; y Juan Giménez, hasta entonces gerente de Planificación, Control y Servicios Comerciales de Refinación.

Equinor Brasil pagará a Petrobras 950 millones de dólares como último pago para hacerse con el 66% de la participación brasileña en el bloque BM-S-08 del campo de Bacalhau, ubicado en la Cuenca de Santos, según ha informado en un comunicado.

Hace cinco años, Petrobras acordó con Equinor la venta de su participación del 66% en el bloque petrolífero. La cuantía de la transacción ascendía hasta los 2.500 millones de dólares , de los cuales 1.250 millones fueron pagados al cierre de la operación y otros 300 millones fueron pagados en 2018.

El último pago supone la conclusión de la operación. Este estaba condicionado a la aprobación de determinados requisitos regulatorios impuestos por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

El pago de los 950 millones de dólares es reconocerá en los estados contables de la petrolera durante el cuarto trimestre de 2021.

 El Gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, destacó “las perspectivas positivas que se presentan en la actividad hidrocarburífera en la provincia de cara a 2022” y, además, solicitó “la conformación de una mesa técnica de seguimiento de la actividad en forma conjunta con todos los actores”.

“Las operadoras invertirán en Chubut durante el año que viene más de 1.000 millones de dólares, que permitirán expandir los niveles de actividad”, refirió un comunicado oficial pocas horas después de una reunión que el gobernador mantuvo en Buenos Aires con empresas y sindicatos petroleros.

“De esta manera, añadió, la Provincia del Chubut tendrá la Cuenca -exceptuando Neuquén- con mayor inversión en el país del sector hidrocarburifero”.

El encuentro se llevó a cabo en la Casa del Chubut, y Arcioni estuvo acompañado por los ministros provinciales de Hidrocarburos, Martín Cerdá; y Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable, Eduardo Arzani.

Estuvieron además los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Llugdar; el diputado provincial Carlos Gómez; y directivos de las empresas Pan American Energy (PAE), YPF, Tecpetrol, Capsa y Capetrol.

Al término de la reunión, Cerdá dijo que “el objetivo del encuentro fue analizar el programa de inversiones de las operadoras de cara al año que viene”. Agregó que “las perspectivas para 2022 son muy positivas, sumando todas las empresas, las inversiones hidrocarburíferas en Chubut para el año que viene superarán los 1.000 millones de dólares, presentado un panorama muy alentador en materia de actividad económica tras todas las dificultades que se presentaron durante este último tiempo debido al escenario de pandemia”.

El funcionario provincial destacó que “el Gobernador nos pidió que realicemos un seguimiento periódico de la actividad del sector reuniéndonos en forma conjunta con las operadoras y los gremios, para avanzar a través del diálogo en todas las soluciones que sean necesarias para enfrentar los distintos inconvenientes que eventualmente puedan ir surgiendo en torno al desarrollo de la actividad productiva”.

Acerca del resultado de esta primera reunión, el Secretario General Avila tuvo una impresión diferente y explicó en un comunicado que “nuestra intención es encontrar trabajo y defender lo que esté pendiente en puestos laborales”.

“Hay que sentarse a discutir para ver cómo encontramos el mecanismo que nos permita mantener esos puestos y la estabilidad laboral de la región (Cuenca Golfo San Jorge)  y de la Argentina, porque esto afecta económicamente no solo a la Industria Petrolera sino a todo el país”.

Y agregó que “con lo diagramado hoy (en cuanto a operaciones) se estaría garantizando lo (mismo) de 2021: es lo que dijeron todas las Operadoras en esta mesa. Lo bueno sería poder levantar un poco el nivel de Producción para incorporar gente de la que tenemos afuera. Esa es la meta más difícil a la hora de acercar posiciones”.

Habrá  reacomodamientos de Trabajo, pues se está hablando de casi el mismo nivel de Perforación, Workover y Pulling por lo que esto va a afectar sin dudas a muchos trabajadores, corriendo riesgos su puesto laboral”, sostuvo Avila.

“Buscamos que haya un incremento en las inversiones y asistir a las reinversiones que se requieren en la región, porque si las Operadoras no pueden encontrar préstamos para poder seguir invirtiendo, sin dudas esto va a terminar peor de lo que pensamos”,  sostuvo el dirigente, en alusión al nivel de actividad en esta cuenca con reservorios convencionales maduros.

Ávila explicó que “hay empresas que han parado Perforadores, donde Maquinistas y Enganchadores están de Boca de Pozo, con salarios reducidos. El golpe es duro, pero viéndolo desde el sostenimiento de puestos laborales es un logro con un acuerdo que nos permite llegar al año que viene en las condiciones que hoy estamos”.

“Hay Equipos que no subieron por la falta de préstamos de bancos internacionales a las Operadoras, que años anteriores sí los tenían”, comentó,

Sobre cómo se va a dar continuidad a esta mesa iniciada en la Casa del Chubut, dijo que seguirán buscando soluciones a los problemas que se irán dando “porque sería un error estratégico creer que no va a pasar nada”.

Avila hizo hincapié en que “el único que puede llegar a mirar el futuro de una manera distinta es YPF, que ha dejado de invertir en la Cuenca para irse a Vaca Muerta (NQN) donde se ha llevado el 90 % de sus inversiones, y con el 10 % repartido entre Chubut, Santa Cruz, Río Grande y Mendoza, es muy poco lo que nos va a tocar a nosotros”.

Los directivos de las empresas no formularon declaraciones tras este primer encuentro.

La energética Vista presentó su Plan Estratégico para  los próximos cinco años, según el cual proyecta invertir 2.300 millones de dólares con el objetivo de duplicar su producción a más de 80.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2026, lo que la consolidará como el segundo operador de shale oil del país, explicó Miguel Galuccio, presidente y CEO de la compañía.

Además, anunció que en ese mismo año espera alcanzar un EBITDA  (resultado operativo antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortización) ajustado de aproximadamente 1.100 millones de dólares y aspira a ser una compañía de cero emisiones netas, “potenciando su compromiso con la transición energética y el desarrollo de una operación sustentable”, puntualizó.

Vista planea aumentar progresivamente su actividad de perforación y completación en Vaca Muerta, en el bloque Bajada del Palo Oeste, que se duplicará de 20 pozos en 2021 a 40 por año para 2026. Y espera continuar reduciendo sus costos, estableciendo objetivos de US$ 6/boe en lifting cost y US$ 6.5/boe en costo desarrollo para 2026, respectivamente.

 “Construimos una compañía con un equipo de trabajo y una cultura que fomentan el desempeño de excelencia y que está lista para crecer y ser protagonista en la transición energética. Nuestros logros durante los últimos cuatro años me dan la certeza de que estamos preparados para un mejor futuro, haciendo una compañía cada vez más eficiente y sustentable”, afirmó Galuccio quien encabezó el primer Investor Day de Vista junto al equipo ejecutivo de la empresa.

 Durante el encuentro, también remarcó que la Sustentabilidad es un mandato para Vista: “Aspiramos a convertirnos en una compañía net zero en emisiones de alcance 1 y 2 en 2026. Vamos a enfocarnos primero en reducir un 75 % la intensidad de emisiones de nuestra operación con respecto a los niveles que registramos en 2020. Esto nos permitirá reducir las emisiones en un 35 % en términos absolutos para 2026, al tiempo que se duplica la producción de la compañía.  Además, agregó, “complementaremos este esfuerzo con el desarrollo de nuestro propio portafolio de proyectos de Soluciones Basadas en la Naturaleza a partir de 2022”.

Vista destinará el 60 % de su producción total de petróleo al mercado de exportación para 2026, frente al 30 % que exportó este año, indicó la compañía.

Sobre Vaca Muerta, donde Vista concentra el grueso de su producción y proyecta su crecimiento, Galuccio remarcó que “ya cambió el paradigma energético de la Argentina, en la medida que un tercio de la producción de petróleo y gas del país proviene del shale. Esta tendencia debería resultar en un aumento de los volúmenes de exportación, posicionando a Vaca Muerta en el camino a convertirse en una plataforma de exportación de crudo, que permitirá el ingreso de divisas para la economía del país”.

En los próximos cinco años espera generar 1.000 millones de dólares de caja neta acumulada. Planea utilizar 200 millones de dólares para reducir un tercio de su deuda bruta a 400 millones de dólares para 2026.  Los 800 millones de dólares restantes serán destinados para distribuir capital a los accionistas, acelerar el crecimiento de la producción o para la ejecución de selectivas transacciones de compra/venta de activos, se explicó.

 Además, Vista presentó su nueva identidad corporativa donde reemplazó el Oil and Gas de su logo por el lema Energy for Tomorrow, una evolución que surge del objetivo de la compañía de convertirse en líder de la transición energética mientras se consolida como un jugador de bajas emisiones de carbono.

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 700 pozos aproximadamente.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas,  se reunió en su despacho con Fernanda Ávila, quien fue designada como Secretaria de Minería de la Nación por el Presidente Alberto Fernández. 

El ministro, junto con Ávila, se reunieron previamente con el primer mandatario en su despacho de la Casa de Gobierno, acompañados por el gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, y el ministro de Industria, Comercio y Empleo de esa provincia, Lisandro Álvarez. Desde agosto de 2020 a la fecha Ávila fue ministra de Minería de Catamarca.

Ávila se integra así al equipo de la Secretaría de Minería que estaba a cargo de Alberto Hensel, quien asumirá como ministro de Gobierno de San Juan. Continuarán en sus cargos Sylvia Gladys Gimbernat como subsecretaria de Política Minera y Jorge Andrés Vera como  subsecretario de Desarrollo Minero, informó el ministerio.

Kulfas afirmó que “estamos convencidos que Fernana Ávila encabezará una excelente gestión. Juntos vamos a trabajar para impulsar las inversiones y la minería en el país, con una mirada inclusiva y sustentable, como lo venimos haciendo hasta ahora”.

Por su parte, Ávila declaró “quiero agradecer al Presidente por la oportunidad, al ministro Kulfas por la confianza y al gobernador. Tenemos por delante un gran trabajo y la minería nos ofrece la oportunidad de seguir desarrollando la actividad productiva del país”.  

Antes de ser ministra de minería de Catamarca, Ávila fue asesora General de Gobierno, cargo que ocupó desde diciembre de 2019, en el inicio de la gestión del gobernador Jalil. Previamente, entre 2013 y 2019, la actual Secretaria fue Directora General de Despacho en la Municipalidad de San Fernando del Valle de Catamarca. 

INFORME

El Resumen Ejecutivo periódico de noviembre (con datos de octubre) sobre hidrocarburos y electricidad elaborado por el IAE General Mosconi detalló que :

En octubre de 2021 la producción de petróleo aumentó 12 % i.a. y 2.7 % a.a. en los últimos 12 meses.  El nivel de producción es similar al del año 2013 y 14 % inferior al del año 2006.

 La producción de petróleo convencional se redujo 4.6 % i.a. y cayó 6.1 % a.a. en los últimos 12 meses. En cambio, la producción no convencional (30 % del total) se incrementó 61.2 % i.a y 31 % a.a.  La producción de petróleo crece únicamente en la cuenca Neuquina, el resto de las cuencas disminuye la producción en todas las mediciones: inter mensual, inter anual y acumulado en doce meses.

 En octubre de 2021 la producción de Gas aumentó 4.3 % i.a y se redujo 2.8 % a.a.  La producción de Gas convencional (54 % del total) se redujo 11.5 % i.a y 7.2 % a.a. La producción no convencional aumentó 25.4 % i.a. y 3.1 % a.a. en los últimos doce meses.

 La cuenca Neuquina con el 63 % de la producción nacional, donde se encuentran la mayoría de los desarrollos No Convencionales, explica el aumento inter anual.  El resto de las cuencas disminuye la producción en todas las mediciones: inter mensual, inter anual y acumulado en doce meses (con excepción de la cuyana en su medición inter anual).

 DEMANDA

En octubre de 2021 las ventas de naftas y gasoil aumentaron 1.3 % i.m., 30 % i.a. y 14.1 % a.a. Durante los últimos doce meses, las ventas de Gasoil fueron 9.7 % mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de nafta fueron 21.8 % superiores.

La demanda total de gas natural aumentó 15.6 % i.a. en agosto. La demanda acumula un aumento del 1.6 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 2.5 % en octubre de 2021 respecto al mes anterior y aumentó 4.3 % respecto a igual mes de 2020.  El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 3.9 % a.a.

SUBSIDIOS ENERGETICOS

Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a octubre de 2021 fueron $ 850 mil millones (US$ 9.055 millones), y aumentaron 138 % respecto a igual periodo de 2020.

 CAMMESA lideró las transferencias recibidas con $ 544 mil millones (US$ 5.800 millones) y un aumento de 107.6 %, ocupando el 64 % de los fondos ejecutados.

 A través de los diferentes subsidios a la oferta se destinaron $ 202 mil millones (US$ 2.150 millones) a la producción de gas natural.

SITUACION FISCAL DEL SECTOR

Los subsidios energéticos devengados presentan un incremento en términos acumulados en el año 2021 según datos de ASAP. Las transferencias para gastos corrientes (los subsidios energéticos) aumentaron 138.6 % en el acumulado al mes de octubre de 2021 respecto a igual periodo del año anterior. Esto implica mayores subsidios por la suma nominal de $ 493.936 millones.  Tomando la cotización del dólar mayorista promedio del año, los subsidios energéticos sumaron US$ 9.055 millones acumulados en 2021.

 En cuanto a la desagregación de los subsidios energéticos, las ejecuciones presupuestarias más importantes acumuladas a octubre de 2021 fueron para CAMMESA ($ 544.750 millones o US$ 5.800 millones) que se incrementó 107.6 % i.a y ocupó el 64 % de las transferencias realizadas para IEASA ($ 141.892 millones) con un aumento del 205 % y para el Plan Gas no convencional (Resol. 46 MINEM, $ 58.715 millones).

Los subsidios a la oferta de gas, en total, sumaron $ 202.539 millones (US$ 2.158 millones), es decir un 182 % más que en igual periodo anterior.

EL MERCADO ELECTRICO

 En el mes de octubre de 2021 la demanda total de energía eléctrica fue 2.5 % menor al mes anterior y 4.3 % superior a la del mismo mes del año anterior. En los datos anuales se observa que en los últimos doce meses la demanda fue 3. 9 % a.a mayor respecto a igual periodo anterior .

 En el mes de octubre de 2021 la demanda Industrial/Comercial se redujo 5.3 % i.m. y aumentó 7.5 %  i.a.  Esta categoría aumentó su consumo 11.3 % anual. Por otra parte, la demanda comercial aumentó solo 0.1 % i.m. en octubre de 2021 respecto del mes anterior y fue 5 % i.a. mayor a igual mes de 2020.  El consumo anual de la categoría Comercial fue 2.1% mayor .

 El consumo Residencial se redujo 2.3 % i.m . explicado principalmente por factores climáticos y estacionales. Por otra parte, la demanda fue 2 % mayor a la de igual mes de 2020 y creció 0.9 % anual.

El comportamiento detallado de la demanda durante la pandemia, y su comparación respecto a 2019 y 2020 puede consultarse en el Informe de CAMMESA sobre el comportamiento de la demanda del MEM.

El dinamismo anual en la demanda industrial /comercial de energía eléctrica está correlacionada con la evolución de la actividad económica e industrial conforme muestran los índices de la sección 1 para el mismo periodo.

 • La oferta neta de energía se redujo 1.9 % i.m en octubre de 2021 y aumentó 7 % i.a. respecto a igual mes del año anterior. Por otra parte, en los últimos doce meses la oferta neta fue 7 % superior a igual periodo anterior.

 • La generación neta local disminuyó 4.4 % i.m. en octubre de 2021 y aumentó 4.8 %  i.a. respecto del mismo mes del año anterior. La generación local en los últimos doce meses tuvo un incremento del 7. 9 % anual. En los datos desagregados i.a se observa crecimiento en la generación Renovable, Hidráulica y Nuclear que aumentaron 35.4 %, 9.2 % y 31.6 % i.a. respectivamente.

 En los últimos doce meses la generación Renovable y Térmica muestran crecimiento positivo con una variación del 44.4 % y 15.4 % a.a. respecto a igual periodo anterior. Mientras que la generación Hidráulica y Nuclear disminuyeron 20.7 % y 6.7% anualmente.

• La generación a través de energías renovables definidas en la Ley 27.191 aumentó 13.5 % i.m y 35.4 % i.a. en octubre de 2021. A su vez, en los últimos doce meses presentó un incremento del 44.4 % respecto a igual periodo anterior .

 Hubo un aumento anual en las categorías : Biogas, Biomasa, Eólica y Solar se incrementaron 24.2 %, 95.6 % , 45.9 % y 79.4 % respectivamente. Por otra parte, la generación Hidráulica Renovable disminuye 4.5 % en los últimos doce meses.

 El incremento total en los últimos doce meses está impulsado principalmente por el aumento en la generación eólica y solar debido a la representación que tienen en el total. En términos anuales la generación Eólica es la de mayor importancia, representando el 74 % del total Renovable.

 La participación de generación a través de energías Renovables definidas en la Ley 27.191 fue del 15.4 % en octubre y del 12.1 % del total generado durante el año 2021 habiendo cerrado el año 2020 con una representación del 9.5 % anual.

 La energía generada a través de la tecnología Hidráulica Renovable (hidráulicas menores a 50 MW) surge de proyectos antiguos y podrían ser clasificadas como fuente de energía Hidráulica. Bajo este ordenamiento, la energía renovable ocupa el 11.1 % del total generado en los últimos doce meses mientras que la hidráulica representa el 18 % de la generación neta local.

PRECIOS Y COSTOS DE LA ENERGIA

Los datos indican que en octubre de 2021 el costo monómico (costo promedio de generación eléctrica) respecto del mes anterior tuvo una reducción del 13.4 % i.m y creció 67.1 % i.a, mientras que el precio monómico estacional (lo que paga la demanda en promedio) aumentó 0.7 % i.m. y 22.6 % i.a. Desde el mes de febrero de 2019 este precio se encontraba en niveles similares.

 Sin embargo, a partir de abril de 2021 se comenzaron a aplicar los nuevos precios de compra de energía para los Grandes Usuarios (Resolución 131/2021) que tienen impacto en el precio estacional .  La variación en los costos se encuentra por encima del índice de precios internos mayoristas (IPIM), que en el mismo periodo se incrementó 56.4 % i.a mientras que el precio que paga la demanda aumentó considerablemente menos que ambos en el mismo periodo debido al congelamiento tarifario

 Esto indica que los costos de generación crecieron por encima de la inflación mayorista en agosto.  Por otra parte, en octubre de 2021, debido a un incremento en los precios que paga la demanda y una caída intermensual del costo de generación, aumentó levemente el nivel de cobertura respecto a la porción del costo de generación que paga la demanda.

Con estos valores, el precio promedio que paga la demanda alcanzó a cubrir el 40 % de los costos de generación en octubre, mientras en julio y agosto de 2021 se alcanzó la cobertura mínima con 28.5 % y 30.9 % respectivamente.

 En el mismo mes de 2020 el precio promedio pagado por la demanda cubrió el 55 % de los costos de generación eléctrica. Esto revela que desde este punto de vista hubo un retroceso en la cobertura de los costos de 15 puntos porcentuales.  En el contexto de la pandemia del coronavirus Covid – 19, y la cuarentena obligatoria, los ingresos de los hogares e industrias se han resentido fuertemente y, de manera temporal, el congelamiento de las tarifas de energía eléctrica ha sido un mecanismo válido para no deteriorar aún más esta delicada situación.

 Sin embargo, el descalce entre costos, precio y tarifas de la energía eléctrica se ha mantenido por un periodo prolongado mientras los costos crecen 60 % anual, el precio que paga la demanda lo hace en solo 10 %. Por otra parte, las Provincias han actualizado los cuadros tarifarios, al igual que, parcialmente, las concesiones bajo Jurisdicción Nacional. Sin embargo, el precio de la energía al que compran las Distribuidoras se mantiene congelado. Estas particularidades tendrán invariablemente consecuencias fiscales a través de subsidios crecientes del Estado Nacional.

 En paralelo, persiste el fuerte deterioro de los ingresos de Distribuidoras y cooperativas de energía eléctrica a pesar de la recomposición en el Valor Agregado de Distribución.  El descalce entre la evolución del costo y del precio que paga la demanda se inició en febrero de 2019 y se mantiene en la actualidad a pesar del incremento en los precios de la energía a Grandes Usuarios y reducciones en el costo de generación.

 Por último, se observa que el precio que pagó la demanda ha cubierto en promedio el 37 % de los costos de generación durante los últimos doce meses.

Un nuevo paso en el proceso de construcción de la Central de Añá Cuá (complementaria de Yacyretá) se dio con el inicio del hormigonado del sector donde estará instalada la Unidad Generadora 01, en la casa de máquinas, informó la Entidad Binacional (EBY).

Un comunicado describió que “250 metros cúbicos de hormigón se utilizaron en una de las estructuras más
importantes del proyecto hidroeléctrico, que contará con tres turbinas tipo Kaplan, con una potencia de 90,20 MW cada una.

Estas turbinas aprovecharán el caudal de 1.500 metros cúbicos por segundo, que actualmente pasa por los vertederos del brazo Añá Cuá, como caudal ecológico y lo transformará en energía eléctrica limpia, sin ningún impacto
ambiental, destacó la EBY.

En la actualidad se llevan adelante los trabajos de excavación en suelo y roca en el sector del Canal de Restitución (de Yacyretá), con la colocación de los materiales de protección de sus taludes y la construcción de los terraplenes de material suelto, correspondientes a las Presas de Empalme, mediante la colocación y compactación de materiales arcillosos y arenosos, se detalló.

Estas obras civiles son ejecutadas por el Consorcio Aña Cuá ATR (Astaldi-Rovella-Tecnoedil), y la inspección de los trabajos se encuentra a cargo de un consorcio de empresas Argentinas y Paraguayas.

Los trabajos de construcción de esta central se encararon a mediados de 2020 y su terminación y entrada en funcionamiento se proyectó para finales del 2024. Permitirá incrementar en no menos del 9 por ciento la producción de electricidad de Yacyretá, operando en condiciones normales.

La realización del proyecto implicará una inversión del orden de los 400 millones de dólares. La obra contempla la construcción de un canal de fuga, una playa de maniobras, un sistema de transferencia de peces y la casa de máquinas. La energía producida será transportada por líneas de 500 Kv hacia la Central Yacyretá, y desde allí se entregará a los sistemas de electricidad de Argentina y Paraguay.

La compañía ArreBeef Energía, , del Frigorífico ArreBeef, producirá 7.200 MW anuales y es la primera en el mundo en generar energía sostenible a partir de los residuos orgánicos del ganado vacuno., se informó.

La planta energética acaba de inaugurarse oficialmente en la localidad de Pérez Millán, partido de Ramallo, provincia de Buenos Aires.

El proyecto comenzó a diagramarse en 2017 con el objetivo de satisfacer las necesidades de la sociedad sin comprometer los recursos de las generaciones futuras, y fue concebida como una nueva división del Frigorífico ArreBeef, integrándose a su proceso productivo con el objetivo de generar energías renovables a partir de un tratamiento más eficiente de sus residuos.

En el marco del programa RenovAR 2.0, la compañía asumió el compromiso de abastecer a la red eléctrica nacional con 7.200 MW anuales, lo que implicó una inversión de 6,5 millones de dólares, se explicó.

Desde el 8 de Julio, día en el cual la Planta obtuvo su habilitación comercial, hasta el 30 de noviembre, se han aportado a la Red Nacional unos 2.643 MW eléctricos de origen renovable, evitando de esta manera la emisión a la atmósfera de unas 1.020 toneladas de Dióxido de Carbono.

Esta cifra es el equivalente a 157.000 automóviles menos circulando durante un día, y se hubiesen necesitado unos 14.000 árboles adultos para mitigar el impacto ambiental de estas emisiones.

Para lograr producir energía, la empresa se embarcó en la construcción de un Biodigestor que transforma todos los residuos orgánicos del frigorífico en el biogás necesario para el funcionamiento de un motor de cogeneración. Este motor convierte el metano presente en el biogás en energía eléctrica, entregando 1.5 MW de potencia, equivalente al consumo energético de una población de 7.000 habitantes.

El vicepresidente de ArreBeef, Hugo Borrell (h), sostuvo que “se trata de un proyecto innovador, que nos trae una nueva mirada sobre la producción y se sostiene en la sólida trayectoria de nuestra empresa”. “Sabemos que este es el punto de partida para otros proyectos que nos permitirán crecer y potenciar el trabajo en la región. Además, seguiremos afianzando nuestros pilares motivados por el desarrollo de acciones sostenibles que busquen contagiar a proveedores, clientes y colaboradores, contribuyendo a la protección del medioambiente”, añadió.

La historia de la compañía inicia en 1921, cuando Don Jaime Borrell comenzó a desempeñarse como carnicero en la localidad de Arrecifes. Con el paso del tiempo y la profesionalización de varias tareas, las nuevas generaciones fueron tomando un rol protagónico en la empresa. Con ellas llegaron nuevas formas de hacer negocios y se produjo un cambio en el paradigma productivo de ArreBeef. Con más de 1.000 empleados y una producción anual aproximada de 80.000 toneladas de carne destinadas a exportación y mercado local, comenzaron a orientarse a la sostenibilidad de las operaciones.

“La inauguración de esta planta es un logro que hemos conseguido junto a nuestros colaboradores, que nos acompañan en este camino y se suman a este nuevo paradigma de producción sostenible. Estamos orgullosos de ser pioneros en la generación de este tipo de energía en nuestra industria y ser protagonistas del cambio consolidando a Arrebeef como una empresa sostenible”, comentó Borrell.

. El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), Federico Bernal, y autoridades de la Asociación de Fábricas de Autopartes (ADEFA), encabezadas por su Director Ejecutivo, Fernando Rodríguez Canedo, analizaron en una reunión el contenido de la NAG-452 para la habilitación de vehículos destinados al transporte, producidos en el Territorio Nacional, propulsados mediante el uso de gas natural, que fuera aprobada recientemente por la Resolución 432/2021. 

Durante el encuentro, acordaron además que el Organismo, en el marco de las competencias de este último, y personal técnico de la Asociación analizarán en conjunto la demanda de GNC de los buses con el fin de expandir el sector. Además, se invitó a ADEFA para que refuerce su participación en la Mesa de Actualización Normativa Técnica (MANT) que funciona dentro del ámbito del ENARGAS, se detalló. 

Al respecto Bernal expresó que “tenemos Vaca Muerta y tenemos en marcha un proyecto de gasoducto que habrá de revolucionar la producción de gas nacional. En este sentido, nuestro compromiso desde el ENARGAS es avanzar normativamente para fomentar un mayor y más eficiente uso de este hidrocarburo. La transición energética es con gas natural o no es. Y de esto se trata lo acordado con ADEFA”, añadió. 

El objetivo de la NAG-452 es establecer el procedimiento para habilitar la utilización y abastecimiento del gas natural como combustible en vehículos carreteros destinados al transporte de pasajeros o de carga, desde la instancia de su producción en el país hasta los posteriores controles luego de su comercialización inclusive.

Por parte de ADEFA estuvieron presentes en la reunión el Responsable de Homologaciones y Normativas Técnicas de IVECO, Emanuel Bouson; el Jefe de Ingeniería de Ventas en Scania, Julián Rosso y el Director de Global Gas Mobility, Diego Goldin. En representación del ENARGAS participaron el Gerente General del Organismo, Osvaldo Pitrau y el Gerente de Distribución y Gas Natural Vehicular, Jorge Deferrari. 

OPINION

A medida que se expande el objetivo de neutralidad de carbono tanto para los sectores públicos como los privados, se buscan y encuentran nuevas maneras para alcanzarlo. Una de ellas es la compra y venta de bonos de carbono.

La neutralidad de carbono a nivel mundial es un objetivo crucial para conseguir la mitigación del cambio climático. Por eso, en la última COP26 cientos de países ratificaron sus compromisos medioambientales poniendo como fecha límite el año 2050 para cumplirlo. Pero para esto resulta necesario que las empresas, instituciones gubernamentales y organizaciones de cada país contribuyan reduciendo su huella ecológica intentando llevar la neutralidad de carbono a sus respectivas actividades económicas. Una de las opciones para cumplir con este objetivo es a través de la adquisición de los bonos de carbono.

¿Qué implica la neutralidad en carbono?

Una empresa, país, provincia u organización neutral en carbono es aquella que obtiene un balance neto de emisiones igual a cero, es decir, que emite la misma cantidad de gases de efecto invernadero (GEI) de los que compensa. La huella de carbono se puede producir de muchas maneras, ya sea en la misma actividad productiva por el manejo de máquinas contaminantes o en actividades diarias como movilizarse en transportes que llevan combustibles fósiles, la realización de un evento laboral o el mero uso de energías no renovables en sus instalaciones.

El camino hacia la neutralidad consiste en cumplir ciertos pasos concretos que se traducen en la fórmula medir, reducir y compensar. El último de esos pasos es el que involucra los mencionados bonos de carbono, un mecanismo de compensación de emisión de gases reconocido y utilizado en todo el mundo.

¿Cómo funciona la compensación a través de bonos de carbono?

Los bonos de carbono surgen luego de que en el año 1997 se celebrara el Protocolo de Kioto en el marco de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), un acuerdo internacional que tiene por objetivo reducir las emisiones de GEIs.

La compensación se genera cuando se desarrolla un proyecto de reducción de emisiones de dióxido de carbono: por cada tonelada de emisiones reducidas se crea un bono de carbono que se plasma en un certificado comercializable representando la evitación o eliminación de una tonelada de emisiones de dióxido de carbono equivalente (TnCO2eq).

Por ejemplo, si una empresa u organización mide su huella de carbono y conoce que emite 100 TnCO2eq, tendrá que adquirir 100 bonos para lograr neutralizar sus actividades. Hoy en día existen dos tipos de bonos: los de cumplimiento regulado (obligatorios por ley) que están controlados por regímenes obligatorios de reducción de carbono, ya sean nacionales, regionales o internacionales, y los voluntarios en donde el comercio de créditos se produce sobre una base de elección propia de las instituciones.

En Argentina, por ejemplo, todavía no existen leyes que obliguen a las empresas a ser neutrales en carbono pero un gran porcentaje adquiere bonos en el mercado voluntario de todas formas para llegar a la neutralidad de carbono y así mitigar sus emisiones de GEI.

Los bonos de carbono también clasificados como Certificados de Reducción de Emisiones (CERs), Montos Asignados Anualmente (AAUs), Unidades de Reducción de Emisiones (ERUs) o Unidades de Remoción de Emisiones (RMUs, según como fueron formados, se adhieren a un estricto conjunto de estándares. Las empresas, de este modo, pueden asegurarse de que los proyectos en los que invierten estén registrados con un estándar de verificación independiente reconocido a nivel internacional, como pueden ser el Gold Standard, el Verified Carbon Standard (VCS) de Verra, o ante estándares verificados por la ONU.

Bonos de carbono y energías renovables

Como se mencionó anteriormente los bonos de carbono se consiguen a través de la reducción de carbono lograda por diferentes proyectos y no hay dudas de que una de las industrias que logra con creces reducir la emisión de gases es la de las energías renovables donde se destaca la energía eólica.

En un informe realizado por la CEA este 2021 se reveló que la generación de energía renovable explica el 87% de la reducción en las emisiones de GEI del sector, que descendieron un 18% por GWh generado. Además, el aumento de la participación renovable desde niveles insignificantes a más de 10% de la generación, del cual 75% corresponde a la industria eólica, cambió todas las variables relevantes de forma positiva.

Algunos asociados a la CEA, además de proveer energía renovable para la reducción de emisiones de GEI de diferentes empresas, compensan la huella de carbono de grandes eventos y de empresas a través de los bonos emitidos en sus parques eólicos. Esto demuestra que la eólica es una de las industrias que más logra emitir y ofrecer bonos o certificados de reducción de emisiones para que otras empresas también logren reducir su huella de carbono y llegar a la neutralidad para colaborar con la lucha contra el calentamiento global.

Frente a algunos hechos delictivos aislados referidos al hurto de medidores de nuestros clientes y a la posterior visita a dichos domicilios de personas que se hacen pasar por inspectores de MetroGAS, la empresa quiere reiterar a la comunidad algunas recomendaciones importantes:

En primer lugar, se sugiere siempre pedir la acreditación correspondiente a los trabajadores que se presentan a realizar la conexión del medidor y el restablecimiento del servicio.

Asimismo se recuerda que tanto los equipos propios como los contratistas tienen consigo una credencial en la que figura su nombre y apellido y el número de legajo.

De todas maneras y frente a cualquier duda que pueda presentarse, se recomienda verificar los datos de nuestros colaboradores, llamando al Centro de Atención Telefónica de MetroGAS, al 0800 333 6427 (MGAS), de lunes a viernes de 08:30 a 17:30

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por la mayorista CAMMESA, y recibió 16 ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales de gas para el suministro a usinas generadoras.

El volúmen total ofertado ascendió a 26 millones de metros cúbicos día, a ser provistos entre el 13 de diciembre de 2021 y el 02 de enero de 2022. El precio promedio ponderado de este gas resultó ser US$ 2,8820 por millón de BTU.

Las condiciones principales planteadas para esta licitación fueron que cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el Plan Gas, y también que 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 en la última quincena del año y el detalle de las ofertas revela que 11 de ellas correspondieron a gas de Neuquén por 14,9 millones de metros cúbicos con precios que fueron desde 2,6978 hasta 3,0012 dólares el MBTU.

Otras 3 ofertas de suministro fueron por gas de Tierra del Fuego y totalizaron 6,1 millones de metros cúbicos con precios desde 2,7798 a 2,8126 dólares el MBTU.

Desde Santa Cruz llegó 1 oferta por 3 millones de metros cúbicos a un precio de US$ 2,8372 el MBTU, y desde Chubut 1 oferta por 2 millones de metros cúbicos a un precio de US$ 2,8864 el MBTU.

Pan American Energy y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (Conicet) firmaron un convenio de cooperación mutua para la investigación y desarrollo (I+D) de proyectos científicos sustentables.

De la firma del acuerdo participaron Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, y Ana María Franchi, presidenta del Conicet. Asistieron también Analía Álvarez, responsable técnica por el Conicet del Convenio de Investigación y Desarrollo en conjunto con PAE, y Sergio Romano, gerente de Vinculación Tecnológica del Conicet.

En el marco del convenio, PAE aporta el capital para el trabajo, además de investigadores propios que se integran al equipo del Conicet.

Las autoridades de Pan American Energy y el Conicet pusieron en valor el fomento de proyectos de investigación y destacaron la importancia de la articulación público-privada entre una compañía global líder de energía como PAE y el sistema científico nacional a través del principal organismo dedicado a la promoción de la ciencia y tecnología en Argentina.

Anuncios de inversión extranjera, pero excluyendo a la industria y tecnología local

En el marco de la COP26, en Glasgow, Escocia, el Gobierno junto a la australiana Fortescue, anunció inversiones por US$ 8.400 millones para producir hidrógeno verde, a par- tir de energía eólica en la provincia de Río Negro. “Va a generar mucho desarrollo productivo, científico-tecnológico y posicionará a la Argentina a la vanguardia de la transición ecológica” señaló el ministro Matías Kulfas

A ese anuncio debe agregarse otro reciente y de bajo perfil más bajo: el acuerdo de IEASA para el desarrollo de un proyecto productivo de hidrógeno verde a gran escala, una inversión del Instituto Fraunhofer de Alemania para producir en la zona de Bahía Blanca, a partir de generación eólica.

La empresa estatal cuenta con un predio de 200 hectáreas con 2,5 kilómetros frente al mar que destinará a un Hub-Hidrógeno. El acuerdo se considera inédito, IEASA participará activamente en los procesos de análisis, durante el cual habrá “una importante transferencia de conocimiento”.

Tras el rimbombante anuncio viene de inmediato a la mente el recuerdo de que la Argentina es pionera en producción de hidrógeno a partir de la energía del viento. Desde hace dieciséis años existe en Pico Truncado (Santa Cruz) una planta de producción de H2 con energía de fuente eólica, la primera de América latina, hoy en stand by.

Otro hecho significante puede sumarse a los anuncios anteriores: este año el Gobierno nacional capitalizó –y pasó a controlar– IMPSA, con un aporte total de $ 1.362.900.000 al capital de la sociedad, por lo que su participación accionaria pasa a ser del 63,7%, mientras que el Estado provincial aportará $ 454.300.000, quedándose así con el 21,2% de las acciones.

El porcentaje restante (15,1%) permanecerá en manos privadas, correspondiendo un 9,8% de las acciones al fideicomiso de acreedores y otro 5,3% para el fideicomiso de la familia fundadora. IMPSA es la única empresa en el continente americano, fuera de EE.UU. y Canadá, con desarrollos tecnológicos propios y capacidad de producción de molinos eólicos, que acaban de lanzar el aerogenerador ARG-150, una máquina de 4,6 MW de potencia que cumple con los más altos estándares internacionales.

A partir de todos estos datos aparentemente inconexos surge de inmediato un interrogante ¿Cómo es posible que siendo el Estado titular de una industria con tecnología de punta en materia de energía eólica en la que inyectó capital, no la incluya en los proyectos que el propio Estado celebra con terceros?

Si el objetivo de los anuncios es mostrar que la Argentina atrae inversiones, resultó oportuno, sobre todo en momentos en que se alcanzaron los 1.800 puntos de riesgo-país y hay un acuerdo con el FMI en ciernes.

Un proyecto como el anunciado por Fortescue, requiere de ciertas condiciones y plazos que no concuerdan con el anuncio. Para concretar un proyecto de producción de hidrógeno, es necesario recolectar la información necesaria para realizar la prefactibilidad, que será la primera evidencia concreta que servirá para determinar su viabilidad. A partir de allí se determinará el “capex” (capital necesario a invertir) y el “opex” (costos operativos del proyecto), la infraestructura necesaria que va desde caminería, alojamiento, equipos de movimiento de suelo, izaje etc.

Faltan datos indispensables: mercado (compradores) para el producto, precios, volumen y condiciones. Y previo a todo ello: los estudios de viento en las locaciones, trabajo que demandará como mínimo un año para conocer el ciclo del recurso.

Nada hace suponer que la construcción de una planta piloto con capacidad de producción a escala industrial vaya a iniciarse en 2022 y mucho menos que vaya a estar produciendo en 2024

En el proceso, además de la energía eléctrica, otro recurso básico es el agua, en particular agua dulce, ya que el proceso de desalinización hace inviable el proyecto por el costo asociado. Como sabemos el uso de agua dulce en la Patagonia -aún para un fin ecológico como la desacar- bonización- requiere de una clara licencia social.

Otro dato a tener encuentra es si el propio gobierno de Australia permitirá que una empresa súbdita se lleve tamaña inversión nada menos que a la Argentina, un estado endeudado hasta la manija que ostenta un riesgo país por encima de los 1800 puntos y que aún no logró un acuerdo con el FMI.

Además de las serias dudas que se abren sobre la veracidad de la inversión, existen algunos puntos oscuros que deben develarse. El proyecto de Fortescue Future Industries no menciona sólo la producción de hidrógeno sino que menciona la exportación de amoníaco verde.

En términos de inversión y tecnología, lo mismo podría decirse del acuerdo con la alemana Fruenhauf. A pesar de que la balanza comercial con Alemania es altamente negativa, el lobby alemán ya logró desplazar a IMPSA en proyectos hidráulicos (Aña Cuá), y sería un contrasentido que esto vuelva a ocurrir, sobre todo ahora que IMPSA es una sociedad anónima bajo injerencia estatal, sostenida con los fondos de todos los argentinos.

Los mismos alemanes de Feuenhauf que quieren hacer negocios con IEASA, en el informe “Deacreasing cost of renewables – Analysis of energy sector planning and climate policy in Argentina” publicado en el sitio de Fraunhofer puede leerse: “Luego de un cambio de gobierno en Argentina a fines de 2019, el rumbo de la nueva administración hacia el cambio climático y su posición frente a las energías renovables sigue siendo vaga. En Argentina, prevalece una transparencia limitada en torno a los procesos de formulación de políticas y planificación del sector energético y relacionados con el clima. No siempre está claro qué herramientas y metodologías se utilizan para definir las contribuciones sectoriales al cambio climático y si, o en qué medida, los análisis tecnoeconómicos desempeñan un papel en estos procesos.” Resulta difícil compatibilizar lo que se piensa en el priemer mundo con lo que efectivamente se hace.

Transparencia

Se ponen en duda la transparencia de las inversiones chinas o rusas, sin embargo, hay datos preocupantes respecto de Fortescue y de la transparencia australiana. Recientemente, Fortescue se allanó en un juicio en su contra por imputaciones de violar la Ley de Herencia Aborigen de WA, cuando en plena pandemia decidió arrasar refugios de pueblos originarios en Queens Valley para expandir su Solomon Hub en Pilbara, Guruma Oriental.

Otro tema vinculado al comportamiento poco transparente de la industria minera: Australia no integra el EITI (Iniciativa de Transparencia de las Industrias Extractivas), que pide a las empresas mineras y a los gobiernos que divulguen detalles sobre los impuestos pagados y recibidos.

El EITI es una iniciativa inglesa, integrada por países del tercer mundo productores de recursos naturales (minería e hidrocarburos) y países del primer mundo que no tienen producción minera o petrolera.

El gobierno federal australiano, fue acusado de “optar por el secreto” por no adoptar la Iniciativa de Transparencia de las Industrias Extractivas anticorrupción. Durante el Gobierno de Mauricio Macro la Argentina abrazó velozmente esta iniciativa.

El lunes 8 de noviembre de este año, el presidente Alberto Fernández en un discurso en el CCK, dijo: “Es muy gratificante ver que más de 1.200 científicos y científicas se han congregado para ver qué vamos a hacer y cómo vamos a avanzar en este decenio. Las sociedades ricas son las que desarrollan el conocimiento, la ciencia y la tecnología. Néstor sabía de la importancia de esto en los tiempos que se vivían”.

Es una muy buena descripción de la realidad, pero qué es lo que vamos a hacer y cómo vamos a avanzar, es- peremos que el discurso y la acción encuentren en algún momento un punto de intersección.

El Consorcio H2ar presentó un informe de escenarios para la próxima década, que revela que el país cuenta con costos competitivos para el abastecimiento de hidrógeno bajo en carbono a nivel internacional, una excelente posición para incorporarse a las cadenas globales de producción y comercialización y la posibilidad de acelerar el desarrollo y adopción de las tecnologías asociadas.

El documento, dado a conocer por el espacio de trabajo colaborativo que lidera Y-TEC y nuclea a 50 compañías de primer nivel, aporta datos clave para sostener que la Argentina se enfrenta a una oportunidad histórica, impulsada por la aceleración de la transición energética global, para consolidar una plataforma exportadora de escala en energías bajas en carbono.

El reporte del consorcio revela que el país tiene el potencial para desarrollar una estrategia de producción dual de hidrógeno limpio, combinando la generación a partir de tecnologías de reformado de gas natural con captura de CO2 (hidrógeno azul), y de electrólisis de agua utilizando energías renovables.

“Para el primero, la Argentina ya cuenta con costos altamente competitivos para su producción, y se espera que el hidrógeno verde alcance paridad económica en 2030. El país tiene abundancia y calidad de recursos, dos condiciones necesarias para pensarse un jugador global. La estrategia a mediano plazo para la Argentina debería estar focalizada en avanzar en la validación y escalado de experiencias y tecnologías, pensando en ir consolidando las bases de esa plataforma exportadora de alta escala de energías baja en carbono”, resaltó Santiago Sacerdote, gerente general de Y-TEC, durante el evento en el que se presentó el informe de resultados de las ocho células de trabajo del consorcio, fruto de un año de labor colaborativo.

Adicionalmente Argentina no sólo tiene los recursos y condiciones para aprovechar la gran oportunidad para la exportación de energía, sino que también posee los recursos y capacidades científicas para desempeñar un rol destacado en las cadenas globales de tecnología y bienes industriales que serán requeridos en la nueva economía del Hidrógeno.

Esta visión de desarrollo integral es parte de la visión de las empresas en el Consorcio. De acuerdo al informe, en la Argentina es posible alcanzar actualmente un costo nivelado de H2 limpio a partir del reformado de Gas Natural con captura y almacenamiento de CO2 de 1,4-1,8 US$/kg, considerando precios de GN entre 3-5 USD/MMBTU respectivamente; mientras que se espera que el hidrógeno limpio producido por electrólisis renovable del agua pueda estar entre 1,5/1,6 US$/kg en 2030.

 Estos costos de hidrógeno ponen en una excelente posición a la Argentina para atraer inversiones e incorporarse a la cadena de valor global que se está desarrollando. Oportunidades en Industria y Movilidad.  Otro de los hallazgos del reporte es que, en este escenario, se puede acelerar la adopción de tecnologías de hidrógeno y su masificación, sobre todo para la industria y la movilidad.

Los escenarios más optimistas muestran que la industria argentina tendrá oportunidades para el hidrógeno limpio en la segunda mitad de esta década principalmente en los sectores de YTEC – Privada amoníaco, metanol, refino y acero, que son los que actualmente utilizan 400.000 toneladas al año como materia prima.

En relación a la movilidad, un escenario optimista visualiza que, también para la segunda mitad de la década, los trenes regionales y camiones de alto tonelaje a hidrógeno podrían alcanzar la paridad de costos con las tecnologías actuales de combustión interna de otros combustibles.

Estos escenarios podrían verse mejorados aún más por la implementación de un potencial régimen de promoción de la producción de Hidrógeno en Argentina, iniciativa en la que participan las empresas del Consorcio H2ar en el ámbito del Consejo Económico y Social.

Sobre el Consorcio H2ar, es un espacio de trabajo colaborativo entre empresas que permite innovar y promover el desarrollo de la economía del hidrógeno en el país.  Con 50 compañías miembro, el Consorcio trabaja en 8 células de trabajo transversales a la cadena de valor del hidrógeno. Allí, las empresas miembro, coordinadas por Y-TEC, trabajan para construir indicadores, estudiar la viabilidad de nuevos negocios y proyectar pilotos tecnológicos que impulsen la cadena de valor del hidrógeno en Argentina.

 Más información: https://y-tec.com.ar/consorcio-h2ar/ 

YPF y Equinor comunicaron al presidente Alberto Fernández la firma de un acuerdo para colaborar en materia de sustentabilidad, seguridad operacional y oportunidades en el marco de la transición energética con la finalidad de abordar de manera conjunta los desafíos que presenta la agenda energética presente y futura.

El Presidente de la Nación recibió en Casa Rosada al presidente de YPF, Pablo González, junto con el CEO de la compañía, Sergio Affronti, y al vicepresidente ejecutivo de la división internacional de Equinor, Al Cook, junto con la presidenta de Equinor Argentina, Nidia Alvarez.

Durante la reunión, ambas compañías ratificaron su compromiso de asociación en los próximos años, y compartieron sus planes para contribuir con los objetivos propuestos para la Argentina en materia de transición energética.

Al respecto, el CEO de YPF destacó que “el cambio climático es uno de los desafíos más grandes de nuestro tiempo y un imperativo global y en ese sentido es un eje relevante de la nueva estrategia de la compañía y de su modelo de innovación. Este acuerdo con Equinor nos reafirma en el compromiso de seguir creciendo en temas de sustentabilidad y exploración de fuentes de energías renovables al mismo tiempo que trabajamos en operaciones más eficientes de petróleo y gas”, afirmó Affronti.

Al Cook, por su parte, refirió que “Equinor aspira a ser una empresa líder en el marco de la transición energética y este acuerdo con YPF reafirma nuestros objetivos en Argentina. En los países en los cuales Equinor invierte, procuramos trabajar activamente para reducir las emisiones de carbono. A partir de nuestros proyectos conjuntos y compartiendo ambiciones con respecto al cambio climático, continuaremos el trabajo con YPF para reducir las emisiones en nuestras operaciones de petróleo y gas en Vaca Muerta y offshore Argentina,” dijo el vicepresidente ejecutivo de la compañía.

“Estamos orgullosos de nuestro amplio negocio energético en el país, que abarca petróleo, gas y energía solar. Mediante el crecimiento de nuestra asociación con YPF, Equinor anhela continuar trabajando juntos en hacer realidad el potencial energético del país. Nuestra intención es generar valor y un impacto social positivo” agregó Nidia Alvarez, presidenta de Equinor Argentina.

Ambas compañías ya se encuentran asociadas en bloques de Vaca Muerta y áreas del offshore argentino. En la actualidad están explorando y produciendo en dos bloques estratégicos en Neuquén y se están preparando para iniciar la exploración de nuevas reservas de energía en el offshore argentino. Ambas compañías están también como proveedores de energía renovable para el país.

Petroleras analizan el finciamiento del gasoducto Tratayén-Saliquelló-San Jerónimo

El presidente de YPF, Pablo González, afirmó que la compañía y otras grandes empresas del sector petrolero analizan la posibilidad de financiar una parte de la construcción del gasoducto troncal que permitirá transportar la producción excedente de gas natural de la formación de Vaca Muerta.

Así lo señaló al participar de la 27a Conferencia Industrial, en el panel “Energía para el desarrollo industrial y federal”, en el que expuso junto al director ejecutivo de Pan American Energy Group, Marcos Bulgheroni.

González aseguró que “YPF sobrecumplió el Plan Gas que resultó exitoso y permitió que mientras a nivel mundial se paga el GNL a US$ 30, en el país se comercialice US$ 3,55” por millón de BTU, pero destacó que ese incremental de producción se encuentra con un límite en el transporte. “Tenemos los dos (gasoductos) Neuba colapsados, no tenemos transporte para seguir creciendo en gas” aseveró el exvicegobernador santacruceño al resaltar la decisión de encarar la construcción del gasoducto Tratayén- Saliquello-San Jerónimo que contará en su primera etapa con financiamiento previsto en el Presupuesto nacional.

“El primer tramo del gasoducto ya tiene esa inversión, el segundo a San Jerónimo estamos conversando con otras compañías para financiar una parte de esa obra”, dijo González, y precisó que la cuestión bajo análisis consiste en “una financiación compensada con transporte no interrumpible pensando en exportar a Brasil”. El titular de la petrolera señaló también que Vaca Muerta YPF tiene 59 de los 100 pozos más productivos de la Argentina, y este año incrementó su producción de 38.000 barriles en febrero a 58.000 barriles actuales.

Sobre 213.000 barriles totales de la petrolera, dos tercios son convencionales de la cuenca del Golfo San Jorge y el resto de Vaca Muerta, y en dos años va a producir mas petróleo no convencional que convencional a estos niveles de crecimiento.

En poco tiempo, YPF va a tener el autoabastecimiento que hoy necesita, de un 20% que tiene que comprar par sus refinerías, explicó. Finalmente, ratificó que el presupuesto de la compañía para 2022 prevé inversiones por US$ 3.600 millones, un 30% superior a los US$ 2.700 millones con que cerrará este año, “focalizado en Vaca Muerta, pero también en recuperar los pozos maduros del Golfo San Jorge”. Sobre la situación financiera de la petrolera, González anticipó que en el último trimestre del año superará por tercer trimestre consecutivo un Ebitda (ganancias antes de impuestos e intereses) mayor a los US$ 1.000 millones, y que este año redujo en US$ 747 millones su deuda, tras la concreción del proceso de renegociación.

Por su parte, Bulgheroni analizó el sector desde la perspectiva de la transición energética, a partir de lo cual consideró que la Argentina debe “pensar cuál es el diseño apropiado como país y como región: Es necesario tener en cuenta ciertos desafíos y una matriz energética con grandes recursos de petróleo, gas y litio, y con ellos la posibilidad de generar una cadena de valor sumado a los mejores recursos de vientos y sol del mundo, y la energía nuclear”, señaló el director ejecutivo de PAE.

Bulgheroni dijo que “la disponibilidad de un recurso enorme en gas abre la posibilidad de generar en forma muy limpia electricidad y combinarla con la generación de eólica, pero también como parte del proceso de fabricación de aluminio, siderurgia, cemento, fertilizantes y otros petroquímicos, y la movilidad como factor de desarrollo”.

El presidente de YPF, Pablo González, estimó que con la actual dinámica de aumento en la producción de hidrocarburos “en dos años vamos a lograr el autoabastecimiento con el crecimiento que tenemos en Vaca Muerta” (NQN).

“Estamos por cumplir 100 años (de la creación de la compañía) en un momento de transición energética”, “Estamos recuperando a YPF;  Obtuvimos 2 EBITDA consecutivos superiores a los 1.000 millones de dólares y logramos bajar la deuda a 2 veces EBITDA”, describió el directivo al participar de la Conferencia Anual de la Unión Industrial Argentina.

González puntualizó al auditorio que “estamos logrando resultados por encima de las expectativas:  59 de los 100 pozos más productivos de Vaca Muerta son de YPF; la producción de crudo no convencional pasó de 38.000 barriles a 58.000 barriles y dos tercios de la producción de YPF ya proviene del no convencional”.

“Nosotros tenemos la posibilidad de lograr esto gracias a la decisión que se tomó en 2012, que nos permitió desarrollar toda la potencialidad de la energía argentina”, destacó el directivo en alusión a la conversión de YPF en una energética de mayoría accionaria estatal (51 %).

En referencia al contexto más general del sector, destacó “el anuncio de la construcción de un nuevo gasoducto para transportar el gas (desde Vaca Muerta) .  La primera etapa (Tratayen-Salliqueló), con financiamiento del Presupuesto (nacional 2022)  y con el aporte especial (dispuesto por ley de los tenedores) de grandes fortunas que le correspondía a YPF vía IEASA. Para el segundo tramo, estamos hablando con las empresas para financiarlo y poner como contraprestación transporte no interrumpible”, detalló González.

Asimismo, hizo hincapié en la UIA en que “estamos trabajando con el Ministerio de Desarrollo Productivo  para darle apoyo a las PYMES”. “YPF trabaja con más de 5.000 empresas en todo el país. Creamos el programa YMPULSO que brinda asistencia técnica y financiamiento para que las pymes puedan sumarse a este proceso de crecimiento. Y también hay una línea especial para financiar capital de trabajo”. “Confiamos en que va a haber una norma que acompañe todo este proceso”, puntualizó. En relación al proyecto de ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que el Presidente Alberto Fernández envió en setiembre al Congreso para su tratamiento.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, y los gobernadores de Chubut y de Río Negro, Mariano Arcioni y Arabela Carreras,  firmaron un acuerdo que permitirá ejecutar con financiamiento nacional la obra planificada años atrás para la optimización del Sistema Eléctrico en la Comarca Andina.

 Se trata de un proyecto de infraestructura energética que traerá beneficios para Lago Puelo, Las Golondrinas, Cholila, El Hoyo, Epuyén y El Bolsón. Favorecerá el crecimiento del sector turístico y de las diversas actividades productivas, se destacó.

Los trabajos implicarán una inversión aproximada de 8 millones de dólares y serán realizadas en un 50 % por cada provincia.  Las obras a ejecutar por Chubut comprenden la construcción de la Línea de Media Tensión 33 kV desde la Estación Transformadora (ET) El Coihue a la nueva Estación Transformadora Epuyén.

Asimismo, implica la ampliación de la Estación Transformadora El Coihue (campo nuevo de 132 kV, reemplazo de celdas de 33 kV y readecuación de las instalaciones existentes), provisión, montaje, conexionado y puesta en marcha de las celdas correspondientes de 33kV en la Estación Transformadora Las Golondrinas.

Por otra parte, Río Negro deberá trabajar en la construcción de la Línea doble terna de Media Tensión en 33 kV; desde el ET El Coihue 132/33 kV a la ET Las Golondrinas 33/13,2 kV con un primer tramo subterráneo hasta encontrar la Ruta Nacional 40 en la zona de “El Pedregoso”.

En las cercanías al puente “El Salamín” se anexará una nueva terna de 13,2 kV al tendido subterráneo hasta llegar a la ET Golondrinas. Finalmente se vinculará una terna de 33 kV desde la ET Golondrinas con el cable subterráneo existente proveniente de la ET El Bolsón a unos 1.000 metros de la ET Golondrinas.

El acuerdo para el financiamiento del “Plan de obras destinadas a optimizar el sistema de abastecimiento eléctrico de las localidades de la Comarca Andina del Paralelo 42”, permitirá concretar un anhelado proyecto de mejora de la infraestructura energética en esa región cordillerana.

En el acto de firma del acuerdo también estuvieron presentes  el ministro de Infraestructura, Energía y Planificación de CHubut, Gustavo Aguilera; y los intendentes de Epuyén, Antonio Reato; Trevelin, Héctor Ingram; El Hoyo, Rolando “Pol” Huisman; y El Maitén, Oscar Currilén, entre otras autoridades nacionales, provinciales y municipales. 

En diálogo con la prensa, Arcioni se manifestó “contento porque pudimos concretar el financiamiento para esta obra tan anhelada por toda la Comarca Andina, clave para continuar desarrollando nuestro sector turístico y las diferentes actividades productivas de la zona cordillerana, que ha experimentado un crecimiento demográfico notable durante los últimos años, el cual requiere ampliar la infraestructura energética instalada para abrir la posibilidad también de que se radiquen nuevas industrias  y empresas orientadas tanto al mercado interno como así también al sector exportador”.

El gobernador destacó “el trabajo conjunto desarrollado con el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras”. “Se trata de un trabajo de planificación desarrollado durante años por ambas provincias y el gobierno nacional, y también han desempeñado un papel clave en la gestión del proyecto los diferentes intendentes municipales de la Comarca”.

 La instalación en el país de la primera planta de desarrollo tecnológico de celdas y baterías de litio tuvo un nuevo avance con la firma de convenios que se realizaron en la sede de Y-TEC situada en Berisso, provincia de Buenos Aires.

El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación (MINCyT), la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y la compañía tecnológica de YPF y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) acordaron invertir en conjunto más de $ 500 millones para la adecuación de edificios, provisión de servicios y la compra de equipamiento para la futura planta, cuyo objetivo es desagregar el paquete tecnológico y generar los conocimientos que permitan desarrollar todo el proceso industrial.

De acuerdo a lo estipulado en el convenio suscripto, el MINCyT realizará un aporte de $ 301.500.000 a Y-TEC, que permitirá avanzar con el proyecto denominado “Desarrollo de nuevas tecnologías para extracción de litio, síntesis de compuestos de litio de mayor valor agregado y construcción de una planta de escalado de celdas y baterías de litio”.

A su vez, Y-TEC también firmó con la Universidad Nacional de la Plata un memorando de entendimiento para la puesta en marcha de todos los instrumentos operativos de la planta, que contemplan la cesión de instalaciones, ejecución de las obras de adecuación general y tendido eléctrico; como así también la compra de equipos, materias primas y formación de recursos humanos.

El acto contó con la participación del ministro de Ciencia Tecnología e Innovación, Daniel Filmus; el subsecretario de Coordinación Institucional de dicha cartera, Pablo Nuñez; el presidente de YPF, Pablo González; el presidente de Y-TEC, Roberto Salvarezza; el Gerente General de Y-TEC, Santiago Sacerdote; el presidente de la UNLP Fernando Tauber; y la presidenta del CONICET, Ana Franchi.

El trabajo de la planta estará centrado en desagregar el paquete tecnológico respecto al diseño y la fabricación de las celdas y baterías, con miras a la definitiva incorporación de la tecnología y la generación de las condiciones propicias para el desarrollo de futuras plantas similares o de mayor porte.

Además, se buscará propiciar el desarrollo industrial en serie de celdas y baterías de litio para atender demandas específicas del Estado y el sector productivo; la formación de recursos humanos calificados en la temática; y la producción de conocimiento.

En la ocasión, el ministro Filmus expresó su satisfacción por el hecho de que “distintas organizaciones del Estado nos complementemos en el esfuerzo de implementar políticas de largo plazo. Hemos tenido idas y vueltas en la política que por años han dejado afuera a la ciencia y la tecnología, porque hubo un modelo de país diferente. Nosotros estamos planteándonos cambiar este modelo productivo y todo lo que hacemos tiene ese sentido”.

Filmus aseguró que acciones como ésta van en línea con “la necesidad de invertir en ciencia y tecnología y asegurar una perspectiva que nos permita agregar valor y mejorar la capacidad de trabajo de nuestra gente, y también la capacidad de investigar e innovar. El Estado debe estar a la vanguardia de la transición energética y en la cadena productiva”.

En su carácter de titular de Y-TEC, Salvarezza señaló: “Estos convenios permitirán desplegar toda la estrategia asociada a litio que posibilitará desarrollar las primeras baterías construidas en el país”.

Por su parte, el presidente de YPF, Pablo González, afirmó: “Desde YPF, Y-TEC y la recién conformada YPF Litio, aportamos a brindarle la tecnología necesaria que demandan los gobiernos provinciales productores para el desarrollo de esta actividad estratégica para el futuro de nuestro país. La Argentina tiene una potencialidad inigualable, tenemos que aprovechar esto y utilizar nuestros recursos naturales de manera eficiente y salir al mundo”.

El rector de la UNLP, Fernando Tauber, valoró especialmente “la articulación entre el Estado, el sector productivo y los organismos científicos para hacer realidad este acontecimiento histórico. Una vez más, demostramos que nuestra agenda científica está a la vanguardia del desarrollo nacional y siempre en sintonía con las demandas sociales de nuestro país”. Y subrayó “el firme empeño de orientar nuestros esfuerzos al desarrollo de energías alternativas para aportar soluciones a la problemática medioambiental”.

Además de la participación de Y-TEC, la UNLP y el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, forman parte del proyecto el Ministerio de Defensa; el CONICET; el Instituto de Investigaciones Científicas y Técnicas para la Defensa (CITEDEF); el Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la Provincia de Buenos Aires; y la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC).

La Entidad Binacional Yacyretá informó que el martes 30/11 “se efectuó el segundo ensayo de sincronización entre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), el Sistema Interconectado Nacional Paraguayo (SINP) y las Centrales Hidroeléctricas Itaipú (porción 50Hz) y Yacyretá”.

Durante las 5 horas de duración de dicho ensayo, se pudo verificar el correcto funcionamiento de la Interconexión de los Sistemas mencionados. Lo indicado es el producto de un trabajo conjunto de varios años entre las instituciones que tienen a su cargo la operación de ambos sistemas – CAMMESA y ANDE – y las que administran las Centrales Hidroeléctricas Yacyretá (EBY) e Itaipú (IB), se detalló.

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

El ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, Juan Cabandie y el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez recorrieron el parque eólico Los Teros acompañados por el presidente de YPF, Pablo González y Martin Mandarano, CEO de YPF Luz.

Los Teros está ubicado en el partido de Azul, en la provincia de Buenos Aires. Es uno de los parques eólicos más grandes del país. Cuenta con 45 aerogeneradores con 175 MW de potencia instalada que genera la energía equivalente a las necesidades de consumo de 215.000 hogares.

YPF Luz invirtió en este parque 235 millones de dólares y, durante la etapa de construcción, generó más de 800 puestos de trabajo, un 60 % de los cuales fueron trabajadores y trabajadoras locales, destacó YPF.

El parque abastece con energía eólica a empresas como Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé, Profertil, Holcim, Santander, Ford, Roca, Hyatt e YPF entre otros, con quienes ya han firmado contratos de provisión de energía renovable.

El gobierno nacional decidió una nueva postergación en la aplicación de los incrementos impositivos sobre las naftas y gasoils, tal como había dejado trascender en los últimos días la Secretaría de Energía, con vistas a una modificación del actual esquema de actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (CO2).

Mediante el decreto 820/2021, publicado en el Boletín Oficial, se determinó que los montos de tales impuestos (Ley 23.966)  “que resulten de las actualizaciones correspondientes al primer, segundo y tercer trimestres calendario del año 2021, en los términos del Decreto 501/2018, surtirán efectos para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil a partir del 1° de marzo de 2022, inclusive”.

En los considerandos del nuevo decreto se hace referencia a que en la Ley 23.966 y sus modificaciones, se establecieron montos fijos en pesos por unidades de medida para determinar el impuesto sobre los combustibles líquidos y el impuesto al dióxido de carbono, respectivamente.

Que, asimismo, en la citada Ley también se estableció un monto fijo diferencial del impuesto sobre los combustibles líquidos para el gasoil, cuando se destine al consumo en el área de influencia de las provincias del Neuquen, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego,el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe en Mendoza.

En varios artículos de dicha ley y sus modificaciones se previó que los referidos montos fijos se actualizasen por trimestre calendario sobre la base de las variaciones del Índice de Precios al Consumidor (IPC) que suministre el INDEC, considerando las variaciones acumuladas de ese índice desde el mes de enero de 2018, inclusive.

En el Decreto 501/18 se dispuso que la AFIP actualizara los montos de esos impuestos en los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, y considerara, en cada caso, la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC, correspondiente al trimestre calendario que finalice el mes inmediato anterior al de la actualización que se efectúe.

A  través del Decreto 488/20 y sus modificatorios ocurrió que se han diferido sucesivamente hasta diversas fechas los efectos de los incrementos en los montos de impuesto fijados, resultantes de las actualizaciones correspondientes al año 2020 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil.

Conforme a lo dispuesto por el Decreto 352/21, se encontraban postergados los incrementos en los montos de impuestos precitados derivados de las actualizaciones correspondientes al primer y segundo trimestres calendario del año 2021, hasta el 30 de noviembre de 2021, inclusive.

“Tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”, puntualizó el nuevo decreto.

Y se hizo hincapié en que “además, el Título XI del Proyecto de Ley del Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, actualmente en trámite en el Congreso de la Nación, establece una reforma de los impuestos objeto de la presente medida”. Se volvería a la actualización por monto fijo.

Asimismo, se destaca que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable postergar para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil los efectos de los incrementos en los montos de impuesto establecidos, derivados de las actualizaciones correspondientes al primer, segundo y tercer trimestres calendario del año 2021”.

Representantes y delegaciones de los Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energia (Olade) en la LI Reunión de Ministros, que se efectuó en modalidad virtual, el miércoles 24 de noviembre de 2021 en el marco de la VI Semana de la Energía, trataron como temas centrales: las agendas para la descarbonización del sector energético, facilitar estrategias para el desarrollo del hidrógeno como vector energético y reconocer al gas como combustible de transición en algunos países de la región, si se garantiza su desarrollo de manera sustentable.

La apertura de la sesión inaugural contó con la presencia del ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young; del presidente entrante de la LI Reunión de Ministros de OLADE, el ministro de Industria, Energía y Minería de la República Oriental del Uruguay, Omar Paganini; y el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco.

El ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young, señaló que los PaísesMiembros continúan 100% comprometidos a la cooperación para la seguridad energética y sostenible de la región. En la experiencia de Trinidad y Tobago al asumir la presidencia de Olade ha sido muy fructífera y positiva, incluso en esta pandemia tan complicada ̈. ̈Durante nuestro trabajo Trinidad y Tobago está orgullosa de reivindicar su compromiso como miembro de Olade y sigue teniendo el mayor honor de participar de este organismo ̈.

Como parte del orden del día, de la Reunión de Ministros, el ministro de Trinidad y Tobago, Stuart Young, entregó la Presidencia de la reunión al Ministro de Industria, Energía y Minería de la República Oriental del Uruguay, Omar Paganini. Por su parte el ministro Paganini, agradeció al ministro de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young ̈por el trabajor ealizado durante su Presidencia para fomentar la agenda de Olade y su futuro apoyo en la siguiente etapa ̈.

“Nuestro país ha experimentado en la última década una verdadera revolución energética con una participación en promedio de los últimos 4 años hasta el 2020 del 97% de las energías renovables en la generación de electricidad, incluyendo la hidráulica, eólica, biomasa y solar,informó. En este sentido reafirmó su compromiso con la descarbonización y la integración energética regional y mencionó la necesidad de transitar hacia la movilidad eléctrica y el hidrógeno verde.

El Secretario Ejecutivo de Olade en su discurso rindió homenaje al ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago del periodo 2020, Franklin Khan, quien fue presidente de la reunión de Ministros de Olade durante el comienzo 2021, y reiteró las condolencias al país por su sensible fallecimiento. Dio la bienvenida al presidente entrante dela LI Reunión de Ministros, ministro Paganini y a la Vicepresidencia a cargo de Argentina a la cabeza del Secretario de Energía Norman Darío Martínez, por integrar el Órgano de Gobernanza del Organismo y expresó el total compromiso de esta secretaría ejecutiva en continuar trabajando en el fortalecimiento de las plataformas de diálogo de integración regional y responder a las necesidades y visón del nuevo órgano directivo.

Declaración Ministerial

Por unanimidad los representantes de 21 Países Miembros de Olade aprobaron una nueva propuesta de Declaración Ministerial, que ratifica el compromiso de acelerar las transiciones energéticas hacia sistemas más limpios y bajos en carbono. Entre los puntos prioritarios del acuerdo, se destaca asumir que cada país tendrá un sendero propio para la descarbonización de sus sistemas energéticos, pero que entre las tecnologías dinamizadoras de la transición se encuentran las renovables, y reconociendo la posibilidad de que algunos países puedan optar por desarrollos sostenibles de gas natural, y, en otros casos, alternativas de captura y almacenamiento de carbono (verDeclaraciónMinisterial).

Entre los puntos acordados los Ministros declararon como prioridad incrementar los esfuerzos para permitir el acceso a mecanismos de financiamiento eficientes, destinados a la incorporación de tecnologías limpias, con especial consideración en mejorar las condiciones de los países con marcos macroeconómicos inestables y de menor desarrollo relativo con el fin de reducir brechas de acceso al financiamiento en nuestra región.

Conferencias Magistrales

La sesión inaugural de la LI Reunión de Ministros de Olade contó con las ponencias magistrales de: la secretaria ejecutiva de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), Patricia Espinosa quien resaltó que ̈el sector energético tendrá un papel preponderarte en esta transformación y no es una exageración decir que la energía se encuentra en el centro de la emergencia del cambio climático y debe encontrarse en el centro de su solución ̈. Además, enfatizó que, si se pretende cumplir con los objetivos del acuerdo de París, las naciones deben comprometerse a una transformación profunda y duradera sobre ̈cómo poder crear utilizar y distribuir la energía, a través de un camino de la descarbonización ̈.

El director general de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), Francesco La Camera en su intervención: ̈IRENA está comprometida con apoyar a los países en el camino a 1.5 grados, posicionando a las energías renovables en el centro de la acción climática global ̈.En su intervención la directora ejecutiva Adjunta de la Agencia Internacional de Energía, Mary Bruce Warlick, mencionó que desde la Agencia están ̈complacidos en trabajar con países de la región para identificar políticas yt ecnologías que reduzcan las emisiones del sector energético y que nos ayuden a llegar a la descarbonización ̈.

Por su parte el Gerente del Sector de Infraestructura y Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez. Informó que el BID se han definido 5 áreas prioritarias como parte de su visión 2025: (1) integración regional; (2) apoyo a pequeñas y medianas empresas; (3) transformación digital; (4) igualdad de género; y (5) respuesta ante el cambio climático. ̈La transición energética es un punto clave del a Visión2025, dado que toca varias de sus áreas prioritarias,através de un desarrollo económico y social sostenible e inclusivo ̈.

Diálogo Ministerial

Como es habitual en la Reunión de Ministros de Olade, se realizó el Diálogo Ministerial con el tema central relacionado con las agendas para la descarbonización del sector energético, donde las altas autoridades del sector participaron de las acciones nacionales y las perspectivas a futuro.

“Escuchamos de Colombia cómo estas transformaciones pueden ser lentas hasta que no lo son y se puede brincar de niveles bajos de renovables hasta porcentajes muy altos en cuestión de años”, subrayó Marcelino Madrigal, especialista principal de Energía del BID.Respecto a este tema Julián Rojas, jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, dijo que urge “tomar decisiones de manera drástica y efectiva en políticas alineadas al Acuerdo de París”.

El resumen de ponencias ministeriales levantado por Marcelino Madrigal, remarcó ̈la necesidad de una mayor diversificación de las matrices energéticas, con base en fuentes limpias no contaminantes para dotar demayor resiliencia alossistemaseléctricoslocales ̈.“Escuchamos de todos los ministros una claridad de que esta transición tiene que ser ordenada y no podemos dejar a nadie atrás”.“En el sector eléctrico tenemos la fortuna de los recursos naturales que nos han permitido mantener altos porcentajes de renovables. Sin embargo, el cambio climático está generando impactos en esta misma fuente y escuchamos de Brasil la necesidad de seguir manteniendo un alto nivel de renovables integrando mayor diversificación de otras fuentes para compensar los impactos”. Al respecto, el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque Lima Júnior, señaló: “En el caso brasileño, cuando hablamos de descarbonización del sector energético, nos estamos refiriendo al desafío extraordinario de mantener y diversificar la participación de fuentes renovables o de bajas emisiones en una matriz muy limpia y renovable”.

Cada país aportó nuevos temas por abordar en el corto y mediano plazo. En el caso de Argentina, el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, remarcó la necesidad de que la transición debe ser justa, económicamente sostenible y entendida de las necesidades locales respetando la soberanía.

Ancap cerró el tercer trimestre con una ganancia acumulada por US$ 98 millones, según una presentación que realizó el ente de su estado de resultados este martes.  En el primer semestre, la petrolera estatal había cerrado con un resultado positivo por US$ 39 millones

Los datos se conocieron luego que el Poder Ejecutivo decidiera congelar, por tercer mes consecutivo, las tarifas de los combustibles para diciembre con el argumento de las “ganancias extraordinarias” que obtuvo Ancap por la venta de gasoil a UTE, que luego utilizó para generar y exportar energía eléctrica a Brasil. 

“Los números de Ancap siguen siendo muy positivos” señaló el ministro de Industria, Omar Paganini. El último informe de la Unidad Reguladora de los Servicios de Energía y Agua (Ursea) mostraba que los valores debían ajustarse al alza para diciembre tanto para el gasoil como para las naftas. 

La demanda de energía eléctrica registró en octubre un ascenso de 4,4 % en comparación con el mismo período del año pasado. En los diez meses de 2021, la demanda creció  4,7 %.  Además, se dieron siete meses consecutivos de ascenso a partir de abril de este año, reveló el informe periódico de la Fundación Fundelec.

Asimismo, se destacó que subió la demanda residencial al igual que el consumo de las actividades industriales y comerciales.  Observando la demanda por tipo de usuario, debemos considerar el crecimiento  comparado con un mes donde se presentaba una situación epidemiológica de mayor riesgo.

En octubre de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 10.448,1 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2020, había sido de 10.007,5 GWh1 . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 4,4 %.  Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 0,7 %, respecto de septiembre de 2021, cuando había tenido una demanda de 10.371 GWh.

En el mes de octubre 2021, se registró una potencia máxima de 23.317 MW, lejos de los 26.451 MW, record histórico de enero de 2021.  La demanda residencial representó el 43 % de la demanda total del país, pero tuvo una suba de 1,9 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial subió 4,8 %, siendo 28 % del consumo total. Y la demanda industrial refleja un 28 % del consumo total, con una fuerte suba en el mes del orden del 7 % aproximadamente

 DATOS GENERALES OCTUBRE 2021

 La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido octubre de 2021) 4 meses de baja (noviembre de 2020, -4,2 %; enero de 2021, -0,5 %; febrero, -7 %; y marzo de 2021, -0,9 %) y 8 meses de suba (diciembre de 2020, 1,5 %; abril de 2021, 14,9 %; mayo, 14,2 %;  junio de 2021, 12,1 %; julio, 1,9 %; agosto de 2021, 8,7 %; septiembre, 3,3 %; octubre de 2021, 4,4%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 3,6 %.

En cuanto a las temperaturas , el mes de octubre de 2021 fue más frío en comparación a octubre de 2020. La temperatura media fue de 18.8 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 17.2 °C, y la histórica es 17.3 °C.

En lo que respecta al consumo mensual a nivel regional, en octubre, 21 fueron las provincias y empresas que marcaron ascensos: Santiago del Estero (12%),  San Luis y  EDES (10%), EDEA y Santa Cruz (8%), EDEN (7%), Córdoba, Santa Fe y  San Juan (6%), La Rioja, Entre Ríos y Tucumán (5%), La Pampa y Catamarca (4%), Jujuy  y  Mendoza (3%), EDELAP y Río Negro (2%), Salta (1%), entre otros.  En tanto, 6 empresas o provincias presentaron una caída: Formosa (-20%),  Chaco (-13%), Chubut (-9%),  Misiones (-6%), Corrientes y Neuquén (-4%), entre otros.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron el 31 % del consumo total del país y totalizaron un ascenso conjunto de 5,7 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 5,7 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 5,7 %.

DATOS DE GENERACIÓN

 La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables.

La generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.424 GWh en octubre de 2021 contra 2.221 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 9 %. Gran parte del comportamiento de la generación hidráulica de este mes lo explica algo más de agua en los ríos Paraná y Uruguay,  si bien menores a los caudales históricos, los mismos aumentaron en comparación a meses anteriores y al mismo mes del año pasado. Comahue sigue con bajos aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM.

En lo general, frente a una menor generación térmica, el consumo fue similar al mismo mes del año anterior, dando como resultado un aumento del consumo especifico medio. La diferencia se ubica en la matriz de consumos, mientras que se consumió menos gas natural, los consumos alternativos aumentaron, donde parte fue utilizado para la operatoria de exportación.

Así, en el mes de septiembre de 2021, siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 54,43 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 21,44 % de la demanda, las nucleares proveyeron 8,04 %, y las generadoras de fuentes alternativas 15,44% del total.  Por otra parte, la importación de electricidad representó el 0,86 % de la demanda.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 15-11-21)

 Según informa CAMMESA, la demanda de alimentación, comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), representa una caída general de -4,7 % para las primeras tres semanas de noviembre.  Al mismo tiempo, en la industria en total, para el mismo período, existe una suba de 10,8 % con respecto a la prepandemia.

En este mes, se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la construcción, los productos metálicos no automotor, de la madera y papel, los derivados del petróleo, como también la industria textil, la automotriz y de alimentación y consumo masivo.

Uno de los sectores que más subió en el último mes es el de las industrias de la construcción, cerca de 27,8 %, los productos metálicos no automotores con 20,1 %, y madera y papel con  11,8 %, en relación con la situación previa a la cuarentena.

Por su parte, en la extracción de petróleo y gas el consumo descendió -15,3 %. Luego de decretarse aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO), el 20 de marzo de 2020, la gran demanda presentó una caída promedio del -24 % para los meses de abril y mayo.  A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO) en noviembre de 2020, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre del año pasado, prácticamente la misma que el año anterior.

En tanto, en el primer semestre de 2021, se igualaron algunos de los registros del contexto previo a la pandemia y otros aún se mantuvieron a la baja. En septiembre, nuevamente se registraron niveles inferiores mientras y , en octubre, se volvieron a los niveles similares a 2019. Por primera vez, desde hace dos años, se observan 7 meses de fuertes ascensos consecutivos.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras; la CEO de Fortescue Future Industries, Julie Shuttleworth y el director ejecutivo para América Latina, Agustín Pichot, se reunieron en Bariloche con directivos, científicos, tecnólogos y trabajadores del Centro Atómico Bariloche (CAB) y de INVAP para impulsar una sinergia entre la empresa australiana, pionera en la tecnología del hidrógeno verde, y polo científico-tecnológico rionegrino, en el marco del proyecto de inversión de 8.400 millones de dólares para producir hidrógeno verde en el país.

Además, recorrieron el Parque Productivo Tecnológico Industrial Bariloche, donde el MDP  destinó $ 60 millones para obras de infraestructura y para la construcción del edificio de incubadoras de nuevas empresas.

“Queremos que haya una buena conexión y armonía con la comunidad y, por supuesto, poder aprovechar el polo tecnológico que hay en Bariloche y trabajar en el desarrollo de cadenas productivas. Es un proyecto que genera mucho desarrollo productivo y científico-tecnológico para Río Negro y para Argentina. Hay mucha riqueza en este primer intercambio para generar nuevos conocimientos que sean en beneficio de más producción, más puestos de trabajo, y más tecnología con aporte positivo al problema del cambio climático”, afirmó el ministro.

El Centro Atómico Bariloche (CAB) es uno de los centros de investigación y desarrollo de la Comisión Nacional de Energía Atómica de Argentina (CNEA), donde se realizan investigaciones básicas y aplicadas en Física e Ingeniería Nuclear.

Allí las autoridades nacionales, provinciales y de la empresa australiana dialogaron con los especialistas del CAB sobre los desarrollos asociados al hidrógeno. Además, recorrieron el laboratorio de tecnología y el laboratorio y simulador del Proyecto CAREM 25, que es el primer reactor nuclear de potencia íntegramente diseñado y construido en la Argentina, proyecto que está llevando adelante la empresa IMPSA.

En el INVAP, donde fueron recibidos por el gerente general de la empresa Vicente Campenni, y por toda la cúpula directiva, recorrieron las instalaciones y dialogaron con los técnicos y profesionales locales sobre los distintos proyectos en curso.

Previo a esta visita, el viernes 26 Kulfas, la Gobernadora y los directivos de Fortescue se trasladaron a Punta Colorada, sitio en el cual se prevé el emplazamiento de la planta productiva, donde fueron recibidos por el intendente local, Renzo Tamburirini y dialogaron con un grupo de vecinos de la localidad. Tras realizar un vuelo de reconocimiento en helicóptero, recorrieron distintas áreas con alto potencial para la instalación de los parques eólicos requeridos para la producción del hidrógeno verde.

La CEO de Fortescue Future Industries, Julie Shuttleworth, resaltó la relevancia que tendrá esta inversión para el desarrollo de la Argentina, y la oportunidad que tiene nuestro país para avanzar en el desarrollo de energías sustentables. “Este proyecto va a traer muchas oportunidades para la comunidad local y los comercios locales. Nuestro enfoque está centrado en trabajar con personas de estas localidades, cuando los estudios finalicen, va a haber oportunidades laborales para cientos y miles de personas”, aseguró.

La directiva agregó que “el planeta se está calentando y tenemos que tomar acciones para las futuras generaciones. Es muy importante el apoyo total que recibimos de los gobiernos de Argentina y Río Negro. Este compromiso proactivo nos permite avanzar con los estudios rápidamente. En los próximos meses vamos a ver fuertes avances en la provincia, como los estudios y mediciones de viento para el proyecto. Agradecemos por el apoyo al proyecto y nuestra empresa”.

La inversión de la empresa canadiense, anunciada al presidente Alberto Fernández y al ministro Kulfas en la cumbre de Cambio Climático en Glasgow, prevé un desembolso de 8.400 millones de dólares para producir hidrógeno verde, y la creación de 15.000 nuevos puestos de trabajo directos.

Con esta iniciativa, se espera convertir a Río Negro en un polo mundial exportador de hidrógeno verde, y que en 2050 tenga una capacidad de producción de 2.2 millones de toneladas anuales, lo que cubriría una producción energética equivalente a, por ejemplo, casi el 10 % de la energía eléctrica consumida por Alemania en un año.

“Venimos trabajando con Fortescue y en este año avanzamos mucho, por eso pudimos hacer el anuncio de inversión primero en Glasgow y hoy ya en Río Negro, con pasos concretos como el inicio de mediciones, el análisis de suelos, el trabajo en Sierra Grande, la semana que viene vamos a firmar el convenio para poner en marcha la zona franca de Sierra Grande”, aseguró el ministro Kulfas en conferencia de prensa.

Kulfas puntualizó que “a nivel nacional estamos planteando que Argentina sea un jugador mundial de la transición energética, que podamos desarrollar las industrias de electromovilidad. Tenemos un proyecto de ley presentado en el Congreso para que Argentina sea un país productor de vehículos con cero contaminación, integre toda la cadena productiva y sea un jugador fuerte en lo que son las energías alternativas”.

Por su parte, la gobernadora Carreras expresó: “hemos superado una serie de barreras y estamos siendo uno de los primeros proyectos en el mundo para lograr las inversiones. Esto habla de un buen trabajo en conjunto entre el Estado Nacional y provincial y una capacidad extraordinaria instalada en Río Negro en materia productiva y científico tecnológica”.

Acciona Energía ha suscrito un acuerdo con Casa dos Ventos, el mayor grupo inversor en energías renovables de Brasil, para la adquisición de dos proyectos eólicos en desarrollo (Sento Se I y II) en el estado de Bahía, con una potencia conjunta acumulada máxima de ambos proyectos de 850 megavatios (MW).

Los dos parques están aún en proceso de obtener todas las tramitaciones y autorizaciones necesarias para su ejecución y, además, la operación de compra está sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones y a la preceptiva aprobación de las autoridades de competencia.

Una vez obtenidas las autorizaciones, algo que previsiblemente ocurrirá el año que viene, la compañía podría aprobar la inversión e iniciar la construcción, lo que supondría una inversión estimada de casi 1.000 millones dedólares, según informa en un comunicado.

La compra de estos dos proyectos en desarrollo en Bahía representa el primer paso para la entrada de Acciona Energía en el mercado de generación renovable brasileño, donde también explora otros proyectos eólicos y fotovoltaicos.

La empresa estima duplicar su tamaño y alcanzar 20 GW de potencia instalada en 2025 a partir de una cartera de proyectos en desarrollo avanzado de 9,8 GW, a la que se sumarán los 850 MW eólicos en el estado de Bahía.

El precio del barril de crudo recuperaba este lunes más de un 4% respecto del cierre del pasado viernes a la expectativa de la evolución de la nueva variante ómicron del virus Covid y de la reunión que mantendrán este jueves los miembros de la OPEP y sus aliados liderados por Rusia.

De este modo, el precio del barril de petróleo Brent, de referencia para Europa, subía un 4,15% antes de la apertura de las bolsas del Viejo Continente, hasta los 75,74 dólares, aún lejos de los más de 86 dólares por barril cotizados a finales de octubre.

En el caso del petróleo West Texas Intermediate (WTI), el precio del barril subía este lunes un 4,84% desde el cierre del pasado viernes, hasta los 71,45 dólares por unidad.

Acciona Energía ha suscrito un acuerdo con Casa dos Ventos, el mayor grupo inversor en energías renovables de Brasil, para la adquisición de dos proyectos eólicos en desarrollo (Sento Se I y II) en el estado de Bahía, con una potencia conjunta acumulada máxima de ambos proyectos de 850 megavatios (MW).

Los dos parques están aún en proceso de obtener todas las tramitaciones y autorizaciones necesarias para su ejecución y, además, la operación de compra está sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones y a la preceptiva aprobación de las autoridades de competencia.

Una vez obtenidas las autorizaciones, algo que previsiblemente ocurrirá el año que viene, la compañía podría aprobar la inversión e iniciar la construcción, lo que supondría una inversión estimada de casi 1.000 millones dedólares, según informa en un comunicado.

La compra de estos dos proyectos en desarrollo en Bahía representa el primer paso para la entrada de Acciona Energía en el mercado de generación renovable brasileño, donde también explora otros proyectos eólicos y fotovoltaicos.

La empresa estima duplicar su tamaño y alcanzar 20 GW de potencia instalada en 2025 a partir de una cartera de proyectos en desarrollo avanzado de 9,8 GW, a la que se sumarán los 850 MW eólicos en el estado de Bahía.

Después del leve repunte del precio del crudo registrado hace una semana, el Brent para entrega en enero se desplomó un 12,46 % este viernes en el mercado de futuros de Londres, hasta 72,72 dólares, ante el temor a que la eventual expansión de la variante omicrón del coronavirus frene la recuperación económica.

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, concluyó la jornada en el International Exchange Futures con un descenso de 10,25 dólares respecto a la última negociación, cuando cerró en 82,25 dólares.

Por su parte, el precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) cerró este viernes con un descenso del 13,06 % y se situó en 68,15 dólares, arrastrado por el temor en el mercado a la nueva variante de covid-19 detectada en Sudáfrica, que llevó al crudo a sufrir su peor caída del año.

Según datos al final de las operaciones en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), en una sesión más corta de lo normal por ser el día posterior a Acción de Gracias, los contratos de futuros del WTI para entrega en enero recortaron 10,24 dólares con respecto a la sesión previa.

La variante B.1.1.529 de la covid-19, que puede ser más transmisible y evadir la protección de las vacunas, ha disparado el miedo en el mercado a que regresen las restricciones a la actividad económica y los viajes en diversas zonas del planeta.

Esa preocupación se suma a las limitaciones que han decretado algunos países europeos esta semana, que ya pesaban sobre las negociaciones del precio del crudo en los últimos días.

“Las noticias de la expansión de la nueva variante, que se agregan a los problemas que está experimentando Europa con la delta, han sido particularmente mal acogidas”, expresó Michael Hewson, analista de CMC Markets.

“Lo último que necesitaban los inversores era algo como esto. Aunque solo se han detectado un número limitado de casos de la B.1.1.529, ha sido descrita como ‘la peor variante que hemos visto hasta ahora’”, afirmó Fawad Razaqzada, de la firma ThinkMarkets.

La renovada preocupación por la pandemia llega pocos días después de que Estados Unidos iniciara un acción coordinada para liberar reservas estratégicas de crudo y tratar así de rebajar el precio.

 El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informó que la Asociación de Fábricas de Autopartes (ADEFA) manifestó su beneplácito con respecto a la reglamentación de la NAG-452 para la habilitación de vehículos destinados al transporte, producidos en el Territorio Nacional, propulsados mediante el uso de gas natural. 

La Asociación hizo llegar su respaldo por medio de una carta dirigida al Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, en la que expresa “el beneplácito de nuestra Entidad por la firma y el dictado de dicha Resolución en virtud de que la misma implementa la puesta en marcha del Procedimiento de Homologación de Vehículos Nacionales con motorización a GNL, GNC y Biogás, que era un muy deseado anhelo de empresas terminales asociadas”. 

La misiva enviada por ADEFA señala que “dicha norma configura una herramienta muy importante y significativa para la producción nacional en mérito a la nueva tecnología que representa para el transporte de gas desde Vaca Muerta hacia las zonas de destino, así como para mejorar los costos del transporte de carga en general, y que sin duda, será muy bien aprovechada por las empresas transportistas”. 

Al respecto cabe destacar que el objetivo de esta nueva norma es establecer el procedimiento para habilitar la utilización y abastecimiento del gas natural como combustible en vehículos carreteros destinados al transporte de pasajeros o de carga, desde la instancia de su producción en el país hasta los posteriores controles luego de su comercialización inclusive.

Por ello, la NAG-452 está orientada a la reglamentación de un nuevo polo de demanda de gas natural, que traerá aparejado el desarrollo de tecnologías de alto valor agregado y la generación de nuevas fuentes de trabajo con empleo de mano de obra calificada, se destacó. 

Los principales índices bursátiles de Estados Unidos se desplomaron este viernes en medio de preocupaciones por la propagación de la nueva cepa del coronavirus B.1.1.529, detectada recientemente en Sudáfrica.

El índice Nasdaq Composite, que se basa en las cotizaciones de las empresas de alta tecnología, cayó a 15,468 puntos (un 2,38 % menos). El índice Dow Jones perdió un 2,92 % hasta los 34,761 puntos. Mientras, el índice S&P 500, que incluye las 500 empresas estadounidenses de mayor capitalización, se situó en 4,590 puntos (un 2,35 % menos), según los datos oficiales a las 16:22 (GMT).

El precio del petróleo también ha sufrido un fuerte revés esta jornada ante temores a una nueva desaceleración económica como consecuencia de la nueva variante del coronavirus. El barril de crudo de la marca Brent para entrega en enero cotiza con una depreciación del 5 % en el mercado de futuros europeo, hasta situarse en los 77,85 dólares.

Tras el descubrimiento de la nueva variante, potencialmente resistente a algunas vacunas, en las últimas 24 horas también se registró una caída del 9 % del valor del bitcóin, hasta situarse en 53.651 dólares la unidad

 Por Santiago Magrone

El Presidente Alberto Fernández anunció en Casa Rosada el inicio del proceso para la construcción de la primera etapa del gasoducto Néstor Kirchner y del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional, “cuyo desarrollo permitirá garantizar la ampliación de la capacidad de transporte del sistema nacional de gasoductos, además de potenciar la capacidad exportadora de gas a países vecinos y generar un mayor ahorro fiscal y de divisas anuales”, destacó el gobierno.  
 
Al finalizar una reunión con el Secretario de Energía, Darío Martínez y el Secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Béliz, el Presidente manifestó la voluntad política del Gobierno nacional para avanzar con la obra, mediante  la convocatoria a licitación pública, con el aumento de la partida presupuestaria correspondiente al primer tramo del proyecto en 40.000.000.000 de pesos.

Cabe señalar que en el proyecto de Presupuesto 2022 girado al Congreso de la Nación ya se contemplaban partidas de 57 mil millones de pesos para la construcción del ducto en su etapa I y de casi 5.3 mil millones para el ducto mercedes-Cardales, de manera que, según la comunicación oficial, se produce ahora un incremento de tales partidas para viabilizar las dos obras.

El tendido de un nuevo gasoducto troncal para evacuar la mayor producción desde la formación no convencional Vaca Muerta es indispensable para el desarrollo de nuevos proyectos definidos por las empresas productoras y que implican fuertes inversiones de mediano y largo plazo. El Gobierno ha decidido que el Estado tenga una participación activa en la infraestructura necesaria.

Principales empresas productoras, por caso YPF, Tecpetrol, Total, PAE, Pampa, coinciden en destacar que la Argentina debería aprovechar la “ventana de oportunidad” que se le presenta para la utilización del gas natural como un recurso clave para avanzar en la transición energética propia hacia el desarrollo de energías renovables. Y también en la necesidad de terceros mercados que no cuentan con este recurso en el camino de la descarbonización progresiva convenida por casi doscientos países hacia 2030 y 2050.

También se espera desde el sector privado el tratamiento parlamenario del proyecto de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas (en yacimientos convencionales y no convencionales) que la Administración de Alberto Fernández giró al Congreso a mediados de setiembre. Se estima que dicho proyecto, que ingresó por el Senado de la Nación, será pasible de modificaciones en varios aspectos de su contenido.
 
El Presidente instruyó a la Secretaría de Energía y a IEASA a avanzar con rapidez en el llamado a licitación pública y pudo además interiorizarse acerca de los detalles del proyecto, que al finalizarse alcanzará un incremento en la capacidad de transporte de 24 millones de metros cúbicos diarios y generará un ahorro de divisas de 1.465 millones de dólares anuales y un ahorro fiscal de 1.060 millones por sustitución de importaciones de GNL y Gas Oil, además de compensar la caída en los niveles de producción correspondientes a la provisión boliviana.

Acerca de la construcción del gasoducto, deberá definirse entonces un cronograma de la licitación de las obras y de la provisión de los caños. Por cierto, hace pocos días hizo notar su interés en el tema Paolo Rocca (Techint).
 
Por otro lado, el secretario de Energía transmitió al Presidente también la necesidad de avanzar en el esquema de desarrollo de la segunda etapa del proyecto, en la medida en que su concreción implicará el aumento de la capacidad total de transporte en 44 millones de metros cúbicos por día, lo cual permitirá además abastecer integralmente la demanda interna con gas argentino y potenciar la capacidad exportadora del país.
 
De esa forma, se generarán ahorros anuales totales de hasta 2.690 millones de dólares en materia de divisas y de 1.946 millones de dólares en cuanto a costo fiscal.
 
La primera etapa del proyecto gasoducto Néstor Kirchner y del Sistema de Gasoductos Tranport.Ar Producción Nacional incluye las obras de construcción entre Tratayen y Salliqueló, y entre Mercedes y Cardales, la ampliación del Gasoducto NEUBA II (Ordoqui), la construcción de los tramos finales en AMBA Sur y Norte, la reversión del Gasoducto Norte en sus etapas I y II, y la ampliación del Gasoducto Centro Oeste.
 
La segunda etapa, en tanto, contempla la construcción del Gasoducto Nestor Kirchner entre Salliqueló y San Jerónimo, la culminación de la reversión del Gasoducto Norte, la ampliación de la capacidad de transporte del GNEA, la conexión GNEA a San Jerónimo y Loops, y aumento de compresión en Aldea Brasilera (Gasoducto Entrerriano).
 
El Secretario de Energía además  informó al Presidente que por el desarrollo del Plan Gas.Ar la producción de Gas Natural tuvo un crecimiento de tal magnitud que la capacidad de transporte puede saturar los gasoductos actuales.
 
Por lo tanto, y dada la potencialidad de Vaca Muerta, es necesario construir un nuevo sistema de gasoductos que permitan desarrollar al máximo la producción de gas argentino para reemplazar las costosas importaciones de GNL y gas oil que el país se ve obligado a realizar todos los años para completar el abastecimiento de la demanda interna y para insumo de nuestras Centrales Térmicas de Generación Eléctrica.

A pocas semanas del cierre del 2021, la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) realizó un análisis del estado de situación del sector de los combustibles.

Al tomar datos de la Secretaría de Energía de la Nación, desde CECHA estudiaron el impacto de la caída del volumen de ventas “producto del combo recesión desde 2018 más pandemia (Covid-19)”,  y  concluyeron que se perdió la venta equivalente a 5,2 meses de expendio.

 “Cuando la pandemia nos encontró en marzo de 2020, la situación de las Estaciones era complejísima, ya que veníamos de casi dos años de recesión. Comparado con abril de 2018, el punto donde comienza este cuadro de caída, el Covid-19 nos agarró casi 6 puntos por debajo de los valores de ese mes. La pandemia potenció todo”, sostuvo Gabriel Bornoroni, presidente de CECHA.

“A octubre de 2021, el volumen de ventas es casi tres puntos porcentuales por debajo de abril de 2018, inicio de la recesión”, sostuvo la entidad.

El informe no hace hincapié en el fuerte repunte de las ventas que el rubro registra en lo que va del año conforme se ha ido reactivando la economía (y la vida) en la cuasi post pandemia.  

Según cálculos de CECHA en base a información de la Secretaría de Energía, a lo largo de este período se perdieron de vender 8.2 millones de metros cúbicos de combustible, el equivalente al despacho de cinco meses completos. “Es decir, que a lo largo de casi cuatro años perdimos alrededor de medio año de ventas”, lamentaron desde la entidad empresaria.

LOS COMBUSTIBLES Y LA INFLACION

 El informe también profundizó en la relación entre el precio de los combustibles y la inflación, para desterrar un viejo mito que indica que “los aumentos de nafta luego se trasladan al resto de los productos”. En ese sentido, se comparó la evolución de los precios de productos de la canasta básica, tales como el pan o la leche, durante los últimos seis meses en los que la nafta se mantuvo congelada.

CECHA describió que “los precios al consumidor se incrementaron 13.1 %; los precios de alimentos y bebidas se incrementaron 11.7 %; el precio de la leche fresca en sachet se incrementó un 10.9 % y el precio del pan francés se incrementó un 8.3 %, para tomar sólo algunos productos de referencia, todo esto según datos oficiales de INDEC”.

“Para nosotros es vital combatir este mito, porque le abre la puerta a aumentos discrecionales por parte de algunos vivos, que aumentan por las dudas un 5 % cuando la nafta sube 5 %, aun cuando el combustible no sea una parte representativa de sus costos. Esto genera luego que los combustibles sufran largos congelamientos, que no combaten la inflación y para nosotros son dramáticos”, explicaron desde CECHA.

 Antes del congelamiento, una estación de Servicio necesitaba vender 600 litros de súper para pagar el sueldo de un playero. Hoy esa cifra creció a los 800 litros.  A noviembre de 2021, el 52,6 % de las Estaciones de Servicio del país no llegan a vender por arriba del punto de equilibrio, que es la cantidad de litros de nafta que tiene que despachar al mes para salir sin ningún tipo de pérdidas, indicaron.

 Actualmente, ese volumen se encuentra en los 315 mil metros cúbicos al mes. “Esta es una situación que atraviesan todas las Estaciones del país, desde las que están en las grandes ciudades a las que se encuentran en las zonas más alejadas”.

 TASAS E IMPUESTOS EN EL TANQUE

 El informe también ponderó la distribución de lo que paga el consumidor a la hora de cargar nafta, y el peso de la carga impositiva que tiene el combustible.

A noviembre de 2021, considerando el precio promedio en todo el país, de los $ 4,962.47 que cuesta llenar un tanque de 50 litros de nafta súper, $ 1,813.56 van, de una u otra manera, a distintos niveles del Estado, a través de tasas municipales, impuestos provinciales e impuestos nacionales.  Significa que el consumidor paga impuestos por más de $ 1,800 cada vez que llena un tanque de nafta súper.

Se trata de una estimación conservadora, ya que no incluye los impuestos que se pagan en etapas anteriores de la cadena de valor, señaló la entidad.  “Este es un punto donde siempre hacemos foco, que es el poco margen que se quedan las estaciones de servicio sobre el precio del litro de combustible, apenas el 7,8 por ciento del precio de litro.

 En un tanque lleno las estaciones se quedan con solo $ 380 pesos, el valor de dos gaseosas”, remarcó Bornoroni. El informe también remarcó la cantidad de ítems que deben abonar las estaciones con ese margen, tales como sueldos, ART, aguinaldos, auditorías de tanque, habilitación de bomberos, posnet, habilitación municipal, electricidad, seguridad y otros 40 rubros en total.

IMPUESTOS FIJOS VS AD VALOREM

El informe también ponderó el impacto de la Reforma Tributaria de 2017, que sustituyó el Impuesto a la Transferencia de Combustibles (que se calculaba como porcentaje del precio del combustible), por el Impuesto a los Combustibles Líquidos y el Impuesto sobre el Dióxido de Carbono, ambos de suma fija en pesos, ajustables trimestralmente por inflación.

“De no haberse aplicado esos cambios, el consumidor tendría que gastar hoy $ 259 adicionales por cada tanque de nafta súper. Al abonar cada carga completa del tanque, estaría aportando entonces $ 2,072.56 a los distintos niveles del Estado (nuevamente, sin considerar los impuestos que pagan las petroleras y otros eslabones de la cadena de valor del combustible precios a la comercialización)”, explicó CECHA.

PRECIOS INTERNACIONALES

Entre los factores que presionan sobre el combustible, el precio del barril de crudo viene aumentando de manera sostenida desde comienzos del año, donde comenzó a casi 50 dólares en enero de 2021 mientras que a principios de noviembre redondea los 85 dólares.

El informe también observa la diferencia entre el valor de la nafta en Argentina con otros países de la región, donde tenemos una de las naftas más baratas de la región, a 0,97 dólares el litro. En comparación, Uruguay vale 1,6 US$ y Brasil 1,15.

 MATRIZ ENERGETICA

 Por otro lado, se realizó una evaluación del cuadro de situación del sistema energético de Argentina, a raíz del proyecto de Promoción de la Movilidad Sustentable, anunciado por el Estado Nacional para reemplazar hasta 2041 el parque de vehículos de motor de combustión interna. Dentro de los países del G20, Argentina es uno de los que depende en mayor medida del consumo de gas y petróleo para su matriz energética. El 67 % de la generación se explica por dicha vía, siendo el tercer país más dependiente dentro del G20, por detrás de Arabia Saudita (100 %) y México (71 %).

En cuanto a la comercialización de autos eléctricos e híbridos, aumentó 264 % en los últimos dos años, pero se ubica en un promedio de 470 unidades mensuales.

Pablo González, presidente de YPF, y  Sergio Affronti, CEO de la compañía, mantuvieron una reunión de trabajo con Marcelo Rucci y Guillermo Pereyra representantes del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

González felicitó a Rucci por su contundente victoria en las elecciones del Sindicato, en dónde se impuso por más del 86 % de los votos. Le expresó su apoyo y la voluntad de seguir trabajando en la provincia para generar más actividad y más energía para el país, informó la compañía.

Durante el encuentro, se analizaron los planes de inversión de la compañía, que le permitieron obtener un crecimiento de la producción del 17 %, con el gas liderando la recuperación como resultado de la actividad desplegada a partir de los incentivos previstos en el nuevo Plan GasAR.

La producción de gas alcanzó los 39 millones de metros cúbicos día y en el no convencional mostró un crecimiento del 130 % en cuatro meses, un registro sin antecedentes en la historia de YPF, se destacó.

También, conversaron sobre el avance del proyecto de construcción del gasoducto Néstor Kirchner, una obra estratégica para poder evacuar la producción de gas desde la provincia y el proyecto de ley para la promoción de inversiones hidrocarburíferas, “que constituirá un hito para incentivar una nueva etapa de inversiones en el sector”, señaló la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La distribuidora de gas por redes Naturgy cerró la edición 2021 de Energía del Sabor, su programa de inclusión social a través de la gastronomía.

Este año, el programa contó con dos tipos de capacitaciones. Por un lado, orientada a personal gastronómico de comedores comunitarios, curso que dictaron junto a la Fundación Peregrina en el comedor Unidos por la Sociedad de La Cava, y junto a la Asociación Civil Siloé en el Centro Comunitario Acá Si, de Cascallares, Moreno.  Adicionalmente, junto a Siloé y a la Secretaría de Mujeres, Género y Diversidades de Moreno, se dictó un programa especial de pastelería para mujeres víctimas de violencia de género.

Como actividad de cierre, con la colaboración del Hotel Emperador, se realizó un concurso de elaboración de cupcakes, en el que participaron representantes de cada uno de los programas de Energía del Sabor desarrollados durante el año.

Un jurado integrado por Diego Cabrera, Chef Ejecutivo y Mariana Lucas, Directora de Recursos Humanos ambos del Hotel Emperador; Bettina Llapur Directora de Comunicación y RRII y Alberto González Santos, Gerente General, ambos de Naturgy, eligió a las ganadoras de Energía del Sabor 2021, que resultaron ser Laura Alfonso de la Asoc. Peregrina, y Claudia Echenique y Fernanda Gómez de la Asoc. Civil Siloé. A las finalistas se las premió con distintos electrodomésticos, y se otorgaron los diplomas a todos los participantes del programa.

“Es una gran satisfacción poder cerrar una nueva edición de Energía del sabor, donde a lo largo del año pudimos aportar valor a comunidades vulnerables, brindando capacitaciones que posibilitan una inserción laboral o el desarrollo de un emprendimiento personal. Estamos convencidos que brindar herramientas que posibiliten una salida laboral es lo más importante a la hora de promover el progreso y crecimiento de las comunicades. Esto hemos podido lograrlo gracias al compromiso de las asociaciones con las que trabajamos, Fundación Peregrina y Asociación Civil Siloé, a quienes felicitamos y cuya tarea y compromiso queremos reconocer”, afirmó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.

Desde el inicio del programa en 2016, más de 556 personas pertenecientes a distintos grupos con dificultades de acceso al mercado laboral se han instruido en el oficio gastronómico. A lo largo de la cursada los participantes no sólo aprenden de técnicas de cocina y de nutrición, sino que también de emprendedurismo.

Petrobras planea invertir en los próximos cinco años US$ 68 millones

Petrobras aprobó un plan estratégico para el periodo 2022-2026, en el que prevé inversiones por 68.000 millones de dólares ,según ha informado en un comunicado.

El nuevo plan de inversiones supera en 23,3% a la anterior hoja de ruta inversora de la petrolera entre 2021 y 2025.

El 84% de la inversión recogida en el nuevo plan estará localizada en el área de la exploración y producción de crudo y gas natural, es decir, 57.000 millones de dólares, en tanto que el 67% de esta partida se destinará a activos en área de presal.

Con respecto al ritmo de inversión esperado durante el periodo, Petrobras invertiría 11.000 millones de dólares en 2022, para después desplegar 15.000 millones en 2023, 2024 y 2025. En 2026, la petrolera invertiría los 12.000 millones restantes.

Dentro del área de producción, la petrolera contempla el desarrollo de 15 nuevos proyectos con nuevas plataformas para el periodo, de los cuales seis serían propios de la empresa.

El objetivo de producción para 2022 fue revisado a 2,1 millones de barriles diarios, considerando variaciones del 4% al alza y a la baja, debido principalmente a los efectos relacionados con la pandemia y a las desinversiones de activos realizadas a finales de 2021.

El objetivo de producción total para 2022, incluyendo el gas natural, asciende hasta los 2,7 millones de barriles, considerando las posibles oscilaciones del 4% previamente mencionadas.

El plan estratégico contempla una partida de 1.800 millones de dólares que se destinarán a iniciativas relacionadas con operaciones de descarbonización.

Asimismo, la compañía contempla un plan de desinversiones de activos de entre 15.000 y 26.000 millones de dólares. La petrolera busca mejorar su eficiencia operativa y volver a la generación de efectivo y capital necesarios para mantener la deuda a un nivel adecuado.

Emiratos Árabes Unidos (EAU) afirmó este jueves su «total compromiso» con la decisión que tome la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) en la próxima reunión prevista para el 2 de diciembre sobre los niveles de producción, según la agencia emiratí oficial de noticias, WAM.

“El ministerio de Energía e Infraestructura confirmó que EAU está totalmente comprometido con el acuerdo de cooperación del grupo OPEP+ y no tiene ninguna postura previa a la próxima reunión”, afirmó WAM, que cita un comunicado de dicho departamento.

Ante la subida de los precios, el presidente estadounidense, Joe Biden, anunció el pasado martes la mayor reducción de las reservas estratégicas de petróleo de su país, de 50 millones de barriles, como parte de una alianza coordinada con otros cinco grandes países para frenar los precios de los carburantes.

La portavoz de la Casa Blanca, Jen Psaki, recordó el martes que, como EEUU no forma parte de la OPEP+, no puede hablar dentro de la organización, aunque ha mantenido contactos con sus países miembros de cara al encuentro del 2 de diciembre para presionar hacia un aumento de la producción.

La OPEP+, liderada por Rusia y Arabia Saudí, aumenta su producción en 400.000 barriles diarios cada mes desde julio pasado, según su análisis de la evolución del mercado durante la recuperación de la pandemia de covid.

La organización, integrada por 23 exportadores, además de otros aliados de fuera de la OPEP, ha rechazado aumentar su producción pese a la insistenci

Central Térmica Ensenada Barragán (CTEB) , propiedad de Pampa Energía e YPF, emitió una ON por un valor nominal de
US$ 96 millones al 0 % para financiar las obras del cierre de ciclo combinado de la central, y mejorar los vencimientos de su deuda y la situación financiera de la compañía.

La novedad fue que el mercado hizo ofertas de compra por US$ 170 millones, casi dos veces respecto del valor nominal a ser emitido, y con vencimiento a los tres años contados desde la fecha de emisión.

Central Térmica Ensenada Barragán se encuentra desarrollando el proyecto de infraestructura más importante del país, que contribuirá con energía más eficiente en una zona de alto consumo industrial y residencial.

Actualmente posee dos turbinas a gas a ciclo abierto y dispone de una capacidad inasa stalada de 567 MW. Con una inversión de US$ 220 millones y el trabajo de más de 1.500 personas, se están realizando las obras necesarias para que alcance una potencia total de 847 MW.

En la transacción asesoraron los bancos Galicia, Santander, ICBC y HSBC, en conjunto con el resto de los colocadores SBS Trading, Balanz, BACS, Banco Hipotecario, Banco Mariva, Cocos Capital, Invertir en Bolsa, BST, AR Partners, Banco Provincia, BNP Paribas, Banco Patagonia, TPCG, BIND, Banco Macro y Puente.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) registró 15 ofertas para la provisión de un total de 26 millones de metros cúbicos día de gas adicional a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista de la Electricidad (CAMMESA) destinado a usinas generadoras en la primera quincena de diciembre.

Se trató de un nuevo concurso de precios realizado para recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales de suministro. El precio promedio ponderado del gas ofertado fue de 2,8879 dólares por millón de BTU.

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

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 28/11 y el 12/12 y el detalle de las ofertas recibidas indicó que 10 correspondieron a producción de la cuenca Neuquina por 15,9 Mm3/día, otras 3 fueron de producción de Tierra del Fuego por 6,1 Mm3/día, 1 fue desde Santa Cruz por 3 Mm3/día, y 1 desde Chubut por 1 Mm3/día.

Los precios del gas desde la cuenca Neuquina oscilaron entre 2,6978 y 3,0012 dólares el MBTU; los de Tierra del Fuego fueron desde 2,7798 hasta 2,8126 dólares el MBTU; la oferta de productores de Santa Cruz fue a un precio de 2,8372 dólares, y la proveniente de Chubut fue a 2,8864 dólares el MBTU.

“La Secretaría de Energía de la Nación informó en su página oficial que “durante octubre la producción de petróleo fue la más alta en seis años”.

El crecimiento del sector sigue en alza y en octubre marcó un nivel de 541 mil barriles diarios, números que no se obtenían desde octubre de 2015. Fuerte impulso de la producción no convencional, que representa el 36 % de la producción total y que creció 61 % respecto al 2020 se indicó.

El secretario de Energía, Darío Martínez expresó que “estos números reflejan el gran trabajo que se está haciendo desde el gobierno nacional en conjunto con la industria, las pymes que se suman a la cadena de valor, los sindicatos y los trabajadores para potenciar la actividad, generar más puestos de trabajo de calidad y más valor agregado y tecnología nacional”.

La producción total de petróleo superó en 1,5 % a la de septiembre y en 12 % a la del mismo mes del año pasado, alcanzando los 541 mil barriles aproximados por día. Acerca del petróleo no convencional se indicó que durante octubre se produjo casi 9 % más que en septiembre. Martinez puntualizó que “estamos produciendo más del doble de lo que hacíamos antes de la pandemia, lo cual implica también más divisas por exportación para el país”.

“Estamos muy contentos porque el aumento de producción permite generar un círculo virtuoso para el país federal que queremos, porque a la vez que ahorramos divisas, las provincias productoras reciben más regalías” remarcó el secretario de Energía.

“La producción total de petróleo ya supera los valores pre pandemia en casi 3 %, mientras que la producción de petróleo no convencional superó esos valores en un 56 %. Además se observa una importante recuperación en el ritmo de perforación de pozos, al igual que el mes anterior, equiparando el nivel que se tenía pre pandemia, lo que demuestra la fuerte inversión en el sector”, se destacó.

“En la última cumbre climática COP26, de cada 100 países 86 mencionaron la potencialidad del hidrógeno en la matriz energética renovable. En nuestro país la renovación de la matriz energética es estratégica y debemos hacerlo de una manera cooperativa entre los sectores público y privado y con el sector científico y tecnológico”, ´destacó el Secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Béliz en la inauguración de las Primeras Jornadas del Hidrógeno, organizadas por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI).

Al respecto, Leandro Gorgal, Subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales para el Desarrollo, subrayó que “la integración de la Argentina a la naciente cadena global de la economía del Hidrógeno es una tarea que encaramos con una visión estratégica, productivista y decididamente federal y abre una oportunidad de consenso en torno al desarrollo del país”.

Además agregó que el CES (Consejo Económico y Social) trabajó en el proyecto de Ley de Movilidad Sustentable que ya está presentado y en la elaboración del Proyecto de Ley para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina, que será presentado el año próximo en el marco de la Estrategia Nacional Hidrógeno 2030 que fue lanzada este año.

Al respecto, el presidente del CAI, Pablo Bereciartúa, afirmó que “Argentina puede ser un actor global líder en la nueva economía verde”, y resaltó que el desafío es “reformular nuestras economías y sociedades para crear valor y producir bienes y servicios que sean amigables con el planeta generando riqueza y empleo en las provincias y en las economías regionales”.

Luego de la apertura se presentó el panel “Visión estratégica del hidrógeno en Argentina con la participación de los Diputados Juan Carlos Villalonga (MC), Gustavo Menna y Omar Félix (presidente de la Comisión de Energía y Combustible de la Cámara de Diputados) y la moderación de Fernando Brun, coordinador relaciones exteriores de la Secretaría de Asuntos Estratégicos.  

Villalonga remarcó que “tenemos un sector científico y tecnológico consciente y un sector privado que ya invirtió en proyectos de este tipo en el país y hoy todos los países están presentando programas asociadas al hidrógeno”.

Gustavo Menna, diputado nacional por Chubut, insistió en “avanzar en la transición energética y trabajar para superar diferencias y trabajar en leyes que superen a los gobiernos. Chubut tuvo la primera planta de hidrógeno verde en 2010 y ahora hay que avanzar en generar una estrategia nacional para articular con el sector las inversiones necesarias”.

La Subsecretaria de Negociaciones Económicas Multilaterales. Carola Ramon presentó la mirada internacional y las oportunidades para Argentina con las exposiciones de los trabajadores argentinos en Corea, Japón, Alemania y Australia.

Ante la aparición de perfiles falsos de Facebook y de WhatsApp, cuya
intención es solicitar información confidencial a los clientes con fines ilícitos, la
empresa MetroGAS informó que las cuentas oficiales de atención al cliente son las
siguientes:

Facebook: @MetroGAS
Whatsapp: 11-3180-2222

Asimismo, la empresa informó que ya ha realizando la denuncia penal por este
caso.

El lanzamiento de este Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía que cuenta con información segmentada sobre el sector energético de más de 25 países de América Latina y el Caribe, fue lanzado oficialmente el pasado 18 de noviembre durante el segundo día de la VI Semana Energía, 2021.

Durante esta sesión, el secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Alfonso Blanco, informó que en el 2020 se formalizó la colaboración entre Olade y el Banco Interamericano de Desarrollo “con el objetivo de crear una plataforma de intercambio de información sobre las mejores prácticas y lecciones aprendidas de la implementación de sistemas de gestión de la energía en América Latina y El Caribe”. Además de identificar posibilidades y fuentes de financiamiento para promover la implementación de este tipo de iniciativas.
El secretario ejecutivo detalló las tres etapas en las que se desarrolló el proyecto:

1. Relevamiento y análisis de los sistemas de gestión de energía, sus resultados, las experiencias y buenas prácticas. 

2. Elaboración de hoja de ruta para proponer alternativas y recomendaciones que permitan multiplicar de manera sistémica el alcance de los programas identificados. 

3. Desarrollo del Observatorio Regional de Sistemas de Gestión de la Energía. 

“El observatorio pretende contribuir decididamente al impulso de la adopción de medidas de eficiencia en los sectores de mayor consumo, principalmente en la industria” mencionó el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco.
Leonardo Beltrán y Andrea Heins, consultores que trabajaron en el desarrollo de esta herramienta, indicaron que se trata del punto de referencia para los datos y la generación de conocimiento sobre el sector energético en América Latina y el Caribe.

Explicaron en detalle que el proyecto persigue tres principales objetivos:
• Integrar la información sobre energía de América Latina y el Caribe en un único lugar de manera que los usuarios puedan obtener datos de manera fácil, rápida, intuitiva, interactiva y transparente.
• Impulsar y democratizar el acceso a datos e información sobre energía, que aceleren la generación de conocimiento, sirviendo como apoyo para promover la innovación, crear nuevos modelos de negocio, generar políticas públicas efectivas, detectar tendencias, ahorrar costes y tiempo, dando respuesta a problemas actuales, y, en definitiva, para contribuir al progreso energético sostenible de la región y mejorar la calidad de vida de las personas.

• Propiciar la interacción y el diálogo entre los actores del sector energético de la región, de forma que se comparta, impulse, promueva, estimule y facilite la investigación regional, generando la difusión cruzada de experiencias y la discusión de posibles soluciones a los desafíos energéticos regionales.
De allí que se defina al Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía como HUB de Energía:
“El HUB de Energía es un punto de encuentro digital que recopila, integra, difunde e impulsa la generación de datos e información sobre el sector energético de América Latina y el Caribe en un solo lugar”.
Actualmente esta iniciativa presentada por Olade y BID ya cuenta con actores como socios tales como IRENA, Sustainable Energy for All, Ariae y CEPAL.
Esta herramienta permite una mayor transparencia e inmediatez al momento de acceder a datos del sector energético de orden nacional y regional en América Latina y el Caribe.
En los siguientes enlaces puede seguir el resto de los diálogos desarrollados en el segundo día de la VI Semana Energía
VI Semana de la Energía – 18/11 – MAÑANA – Panel II: Desarrollo energético sostenible – ESPAÑOL
VI Semana de la Energía – 18/11 – TARDE – Panel II: Desarrollo energético sostenible – ESPAÑOL
Los interesados todavía están a tiempo para inscribirse y presenciar las demás mesas debate que se llevarán a cabo en la VI Semana de la Energía, hasta el 24 de noviembre 2021.

El gobierno de Japón analiza utilizar sus reservas de petróleo con el propósito de estabilizar los precios , una medida que se pondría en marcha de forma coordinada junto a Estados Unidos.

En caso de que el país decidiera recurrir a sus depósitos de crudo, sería la quinta vez en su historia en hacerlo y la primera por motivos de un alza de precios.

Japón había usado anteriormente sus reservas de petróleo durante situaciones excepcionales como la Guerra del Golfo de 1991 y tras el terremoto y el tsunami que devastaron el noreste del archipiélago en 2011.

El consumo de crudo de Japón depende en un 90 % de proveedores de Oriente Medioy, desde la década del 70, comenzó a acumular reservas.

En estos momentos cuenta con suministros para cubrir su demanda doméstica durante 242 días, con unos depósitos que incluyen reservas estatales y de empresas, a las que se requiere por ley mantener estos fondos, según los últimos datos facilitados por el Gobierno.

En el contexto de auge global de precios del petróleo, el gobierno aprobó la semana pasada un programa de subsidios para los importadores y mayoristas nipones de crudo, dirigido a amortiguar el impacto de su encarecimiento en consumidores y particulares.

Estas ayudas forman parte de un paquete de estímulos económicos puesto en marcha por el Ejecutivo de Kishida para reactivar su economía tras la pandemia de la covid, y cuyo monto total asciende a la cantidad récord de 55,7 billones de yenes (429.000 millones de euros/483.706 millones de dólares).

Las empresas Edesur y AySA firmaron un acuerdo de Contribución Especial Reembolsable (CER) que tiene como objetivo cubrir un nuevo abastecimiento energético para las obras que se ejecutaron y se ejecutarán en el Sistema Riachuelo, ubicado en el Puerto Dock Sud.

La firma estuvo a cargo de la presidenta de AySA, Malena Galmarini, y el presidente de EDESUR, Juan Carlos Blanco, acompañados por autoridades de ambas compañías en el LOTE 2, donde se construye la planta depuradora de AySA.

Las autoridades asistieron a una presentación sobre el estado de situación de obra, a cargo de la directora Marcela Álvarez. Luego, las autoridades de EDESUR entregaron a la presidenta de AySA un cuadro de Elisa Bachofen, primera mujer diplomada en ingeniería civil de Argentina, el cual homenajea el trabajo y la participación de las mujeres en el ámbito de la ingeniería.

Al respecto, Galmarini expresó: “Nosotros somos electro dependientes, por lo tanto haber construido los dos túneles y construir la planta y después no tener cómo ponerla en funcionamiento era un sin sentido. Así que  les explicamos la importancia que tiene el Sistema Riachuelo en su conjunto para 4 millones y medio de personas, además de para seguir remediando y mitigando la cuenca Matanza-Riachuelo. Ellos fueron muy comprensivos, tenían la capacidad técnica y las ganas de ser parte, pero necesitaban que nosotros ayudaramos con el financiamiento”.

AySA y EDESUR coordinarán esfuerzos para las obras vinculadas a la instalación electromecánica necesaria para el otorgamiento del nuevo suministro. Según lo requerido por AySA, se establece un monto de US$ 8.607.860 y a cambio, bajo la figura de la Contribución Especial Reembolsable (CER), queda contemplado por parte de EDESUR el pago del servicio por 48 meses, a partir de la puesta en marcha de las obras. La potencia para el abastecimiento se incorporaría de forma escalonada durante el 2022, 2023 y a partir del primer semestre de 2024 se otorgará la potencia final (de 21.000 kW en alta tensión). 

Por su parte, Blanco declaró: “Nosotros vamos a colaborar en una pequeña partecita en esta mega obra que está encarando AySA, que es el suministro de la energía eléctrica para poder mover todas las bombas que son necesarias para que este sistema funcione. Esto implica duplicar la capacidad de la subestación Isla Maciel, y obviamente el tendido de cables de alta tensión y media tensión necesarios para que eso funcione”.

Galmarini concluyó: “Es de muchísima importancia cuando dos empresas de servicios públicos se ponen de acuerdo y trabajan en conjunto en pos de una mejor calidad de vida para las vecinas y vecinos, en este caso de quienes son parte de la Cuenca Matanza-Riachuelo. Esperamos que para el primer semestre de 2023 podamos festejar que esta gran obra que llevó muchos años, esfuerzo, trabajo, presupuesto, pero sobre todo coordinación, se ponga en marcha definitivamente”.

El Banco de la Nación Argentina (BNA) suscribió un acuerdo con la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), por medio del cual destinará $ 3.000 millones para financiar a 3.500 empresas del sector de expendedoras de combustibles de todo el país, lo cual permitirá acceder a una serie de instrumentos financieros y beneficios especiales para la remodelación y modernización de las instalaciones.

El convenio permitirá acceder a una bonificación de dos puntos porcentuales en la tasa de interés de las distintas líneas de crédito del programa, para inversiones y capital de trabajo y facilitará el uso de los medios de pagos digitales como BNA+ y MODO. Además, contará con el beneficio exclusivo en la bonificación del 100% de los costos de mantenimiento de los distintos servicios que ofrece el Banco.

“Este acuerdo se enmarca en la política del Banco de atender a todos los sectores, de promover la actividad en las MiPyMEs, facilitar el acceso al financiamiento a las empresas y generar condiciones que estimulen la reactivación económica”, explicó el presidente del BNA, Eduardo Hecker.

“Todos trabajamos en intereses comunes como es el crecimiento, el desarrollo y alcanzar mejor calidad de de vida para toda la población. Trabajamos para el país y para la ciudadanía”, acotó.

Por su parte, Gabriel Bornoroni, presidente de CECHA, celebró el BNA ya que “permitirá que las estaciones de servicio, cualquiera sea la bandera e incluso las denominadas blancas, obtengan bonificaciones especiales en las líneas de crédito para la financiación de inversiones y capital de trabajo”.

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) realizará las Primeras Jornadas de Hidrógeno organizadas en el país con el objetivo de analizar y presentar experiencias globales y oportunidades de inversión en el país en energía verde.

El encuentro será con inscripción libre y gratuita y con transmisión online los días 23, 24 y 25 de noviembre de 9 a 13 horas. La apertura de las jornadas será desde Casa de Gobierno y estará a cargo de Pablo Bereciartua, Presidente del Centro Argentino de Ingenieros, y Gustavo Béliz, Secretario de Asuntos Estratégicos de la Nación.

Pablo Bereciartua, Presidente del CAI, destacó que “Argentina tiene un enorme potencial para liderar el hidrógeno en la región y convertirse en un actor global importante. La descarbonización y la necesidad de reemplazar combustibles fósiles nos abre esta ventana de oportunidad”.

En uno de los paneles se abordará la experiencia internacional en este tipo de energía con la presencia de los embajadores del país en Australia, Alemania, Japón y Corea y la moderación de Carola Ramón, Subsecretaria de Negociaciones Económicas. También se presentará la situación normativa en Argentina en la presencia de diputados, miembros de ONGs y funcionarios nacionales.

Además habrá mesas para presentar “Posibilidades de desarrollo local y reformulación de las ciudades y las economías”. El cierre de las Primeras Jornadas de Hidrógeno contará con Pablo Bereciartua y Santiago Sacerdote, Gerente General de YTEC.

Más información e inscripción en http://cai.org.ar/primeras-jornadas-de-hidrogeno/.

El Centro Argentino de Ingenieros es una asociación civil sin fines de lucro con más de 125 años de historia que reúne a estudiantes, profesionales, empresas, entidades y organizaciones interesadas en resaltar la importancia estratégica de la ingeniería en la sociedad y de impulsar acciones para el desarrollo sustentable del país.

 El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó, mediante la Resolución 432/2021, la NAG-452 para la habilitación de vehículos destinados al transporte, producidos en el Territorio Nacional, propulsados mediante el uso de gas natural.  

La norma establece el procedimiento para habilitar la utilización y abastecimiento del gas natural como combustible en vehículos carreteros destinados al transporte de pasajeros o de carga, desde la instancia de su producción en el país hasta los posteriores controles luego de su comercialización inclusive.

La Resolución establece que todo Fabricante de Vehículos Propulsados mediante el uso de Gas Natural como combustible (FVPGN), deberá inscribirse como tal en el Registro de Matrículas Habilitantes (RMH), cumpliendo con todos los requerimientos ya establecidos para esa figura. También determina que todo FVPGN deberá presentar y mantener vigentes las certificaciones que correspondan expedidas por un Organismo de Certificación reconocido por el ENARGAS, en carácter de Organismo de Certificación interviniente.

La NAG-452 está orientada a la reglamentación de un nuevo polo de demanda de gas natural, que traerá aparejado el desarrollo de tecnologías de alto valor agregado y la generación de nuevas fuentes de trabajo con empleo de mano de obra calificada. 

El organismo regulador puntualizó que la nueva norma tiene el propósito de “promover y facilitar políticas para mejorar la calidad y eficiencia del servicio de transporte público terrestre de pasajeros o de carga, en términos de una movilidad más saludable por la reducción de emisiones gaseosas y sonoras contaminantes, particularmente valorable en zonas de alta concentración urbana y por la disminución de costos de logística, con la utilización de un combustible de menor precio relativo”. 

Además, indicó, procura promover “un uso seguro y racional de la energía, tomando en cuenta la utilización de tecnologías certificadas a través de reglamentaciones nacionales, de normas internacionales, regionales y de países de reconocida trayectoria en la materia”. 

El ENARGAS refirió que “contar con un marco reglamentario para habilitar el uso del gas natural como combustible de vehículos carreteros, desde su producción en terminales automotrices y controles posteriores a su comercialización, también podría favorecer el desarrollo de una industria nacional de alto valor agregado, con potencial exportador, generadora de nuevas fuentes de trabajo y actividades industriales colaterales”.

Dicho esquema rescata la posibilidad de incentivar un recurso competitivo y a escala, como resulta la producción de gas natural de la cuenca neuquina y austral, ahora impulsada por las inversiones en áreas geológicas no convencionales. El desarrollo de este tipo de vehículos constituye una tendencia mundial en lo que respecta al uso de combustibles cuya utilización genere un menor impacto ambiental en términos de emisiones gaseosas y sonoras, sostuvo el Ente.