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Enrique Terraneo es el nuevo Director de Finanzas (CFO) de Central Puerto S.A, empresa productora de energía eléctrica en Argentina.

En 2019 había asumido como CFO en el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) y, a fines de 2020, se desempeñó como Responsable de Nuevos proyectos y Desarrollo en Lartirigoyen, su último rol antes de regresar a Central Puerto como CFO.  

Terraneo cuenta con más de 13 años de trayectoria en la compañía, ya que en 2006 ingresó a Central Puerto y se desempeñó en diversas funciones, desde Jefe de Tesorería hasta Gerente de Finanzas. Dentro de los logros de su gestión, participó en la salida a Bolsa de CEPU y lideró la estructuración de financiamiento de proyectos de la compañía, tanto para energía tradicional como energías renovables.

En el marco de su nombramiento, Terraneo indicó: “Es un orgullo para mi asumir esta nueva posición en Central Puerto. Tendré el enorme desafío de continuar el camino de crecimiento de nuestra compañía, desarrollando inversiones en el mercado energético y reforzando nuestro compromiso con el desarrollo de la industria”.

Terraneo tiene 47 años, es Contador Público por la Universidad de Buenos Aires (UBA) y cuenta con un Executive MBA de IAE Business School.

Central Puerto es una empresa líder en la producción de energía eléctrica en Argentina que cuenta con 13 plantas de generación de diversas tecnologías, más de 800 empleados y alcanza 10,3 % de market share gracias a su excelencia operativa y rentabilidad.  Su misión es producir energía eléctrica en forma eficaz, sustentable y en armonía con el medio ambiente. A su vez, busca contribuir al abastecimiento de la demanda. En la actualidad, cuenta con una capacidad instalada de generación de 4.709 MW, a los que se suman 100 MW de proyectos que se encuentran en construcción.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) creó la “Mesa de Innovación Tecnológica – Tecnologías de Almacenaje de GNL” a través de la Resolución 187/21, que tendrá como objetivo la discusión, el intercambio y seguimiento de propuestas sobre este tema presentadas por organismos de investigación, instituciones académicas especializadas, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, empresas dedicadas a la producción y tratamiento del gas, cámaras de comercio e industriales locales, organismos de certificación y normalización,  licenciatarias del servicio público y otros actores de la industria gasífera. La inscripción para las y los interesados ya está abierta.

La iniciativa se enmarca en las competencias que la Ley 24.076 le otorga al ENARGAS en materia de regulación del transporte y la distribución del gas natural.

Respecto del propósito de esta Mesa, el Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, expresó que “encara desde una perspectiva estratégica la expansión del sistema de transporte –como manda la Ley–, propendiendo a la sustitución de las importaciones de gas natural, a la expansión del servicio público y a la creación de trabajo nacional”.

“Se trata de un primer gran paso, sacando máximo provecho a las tecnologías de licuefacción y almacenaje de gas natural, tecnologías que sin lugar a dudas habrán de modificar el panorama energético argentino para las próximas décadas. A corto y mediano plazo, nuestra meta es reducir las importaciones de gas natural a la mínima expresión”, agregó.

La Mesa deberá estar integrada por representantes de la Gerencia de Innovación Tecnológica,  y de otras Gerencias del Organismo,  y tendrá como foco la discusión, intercambio y recepción de propuestas técnicas con los diversos actores y sectores, tanto públicos como privados, nacionales, regionales, provinciales, en pos de analizar los proyectos presentados sobre la aplicación de estas tecnologías.

Desde el ENARGAS se sostiene que las nuevas tecnologías de almacenaje de GNL podrían contribuir –a partir de gas natural de producción nacional tomado del Sistema de Transporte– a mitigar los efectos negativos en los picos de demanda, que conllevan al recurrente corte del suministro en industrias y la importación de gas natural, con sus consecuentes perjuicios socio-económicos.

Por otra parte, la Mesa propondrá, entre otros, el estudio de la posible ubicación estratégica de plantas de Almacenaje de GNL (pequeño/mediano tamaño), con el objetivo de abastecer a aquellos pueblos y comunidades que lo requieran, a partir de su regasificación y distribución en redes no conectadas al Sistema de Transporte y Distribución del Gas Natural, y que actualmente utilizan otros combustibles, económica y ambientalmente menos favorables.

“Las nuevas tecnologías de GNL podrían mejorar la vida de los habitantes del territorio, procurando que una mayor cantidad de hogares de la Argentina accedan al servicio público, mitigando la crítica situación de pobreza energética que agobia a buena parte de la población de nuestro país”, sostiene el Ente Regulador.

Las propuestas que efectúen los participantes no resultarán vinculantes para el ENARGAS. No obstante, se indicó que el Organismo “se compromete a darles tratamiento a fin de que se realicen los análisis pertinentes y eventualmente se dicten los actos o medidas que surjan de los procedimientos aplicables de competencia del Ente, en la medida de su conformidad con éstos y las normas de aplicación”.

La creación de esta nueva Mesa se enmarca en las  Mesas de Innovación Tecnológica creadas durante el 2020 por la intervención del ENARGAS, en la búsqueda constante por mejorar la calidad del servicio público de gas por redes.

por Santiago Magrone

El diseño por parte del gobierno nacional de un proyecto para la promoción de inversiones en el sector hidrocarburífero  -que no vendrá a reemplazar a la Ley de Hidrocarburos 17.319/67- es desde hace varios meses el principal foco de atención por parte de los gobernadores de las provincias petroleras y de las empresas que operan en el rubro.

A mediados de junio el Secretario de Energía de la Nación,  Darío Martínez, describió los principales ejes del proyecto que procura articular los intereses del Estado Nacional, los provinciales (nucleados en la OFEPHI) y del sector privado.  Afirmó que se estaban realizando consultas a todos los actores, pero no formuló estimaciones acerca de plazos para definir el proyecto y enviarlo al Congreso para su tratamiento.

Desde el sector privado, e incluso algunos gobernadores, admitieron que ha habido consultas desde Energía,  pero en los últimos días algunos de ellos han evidenciado cierta ansiedad por la indefinición de una cuestión que es considerada clave para el desarrollo productivo de los importantes recursos de petróleo y de gas natural que tiene el país.

Desde el gobierno se coincide en el objetivo de recuperar cuanto antes el autoabastecimiento para satisfacer la demanda interna  y además exportar crudo y gas.  Deben definirse las condiciones técnicas, económicas y sociales en las que se asentará la actividad, articulando intereses en la medida de lo posible.

“Ni magia, ni futurología”, respondió el gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez , ante una consulta periodística referida al momento en el cual estima se dispondrá de la ley de promoción de inversiones que está elaborando el gobierno nacional. Pero puntualizó que “no será lo mismo contar con dicha ley este año, que el año que viene” pensando en la  necesidad de dinamizar el desarrollo de las producciones de petróleo y gas, convencional y no convencional.

En tono no confrontativo con Nación,  Gutierrez  pareciera haber acusado recibo de la crisis social que afronta la provincia a su cargo, la mas rica en recursos petroleros y gasíferos no convencionales de la Argentina.  Su imprudente desatención, en un  contexto agravado por la Pandemia del Covid-19 , derivó en un conflicto con importantes sectores de la población, y en una cuasi paralización total de las actividades petroleras que afectó a todos.

 En relación al proyecto  afirmó “estamos  trabajando para generar un dispositivo legal que otorgue condiciones de previsibilidad para el desarrollo de inversiones en la producción y en la construcción de la infraestructura necesaria”, dijo el gobernador,  apostando a una ley que resulte “del diálogo y el consenso”, entre todos los actores involucrados .

 Hombre del MPN igual de el sindicalista Guillermo Pereyra,  Gutierrez tiene por interlocutor en Energía a otro neuquino, del FDT, muy atento a lo que pasa en la provincia.  Pereyra, acaba de reclamar que Energía de la Nación (hoy en la estructura de Economía) pase a la categoría de Ministerio para tener, supuestamente, más autonomía de gestión.

Desde el sector empresario, en tanto, varios importantes directivos de importantes compañías con desempeño en Vaca Muerta han coincidido en diversos foros periodísticos en afirmar que la Argentina tiene hoy “una oportunidad que no debería desaprovechar”  en la explotación del gas natural como principal recurso en la transición energética del mundo hacia las fuentes renovables.

Esto, sin desdeñar el recurso del petróleo, aunque para éste “la ventana de oportunidad” como bien de exportación sería por un plazo menor (algunos las estiman en 30 y 20 años respectivamente). El progresivo abandono de fuentes energéticas como el carbón, y luego del petróleo hacia energías mas limpias para el ambiente trazan un escenario previsible en tales plazos, al menos en los países mas industrializados.

Se piden las consabidas “reglas claras y estables de juego”,  “estabilidad fiscal”, “posibilidad de exportación en firme durante todo el año” y  “la libre disponibilidad de divisas de exportación”  para concretar las inversiones necesarias.  Se reconoce al respecto que el diseño y la puesta en vigencia del Plan Gas Ar 2020/2024 por parte del gobierno a principios de año  “va en el sentido correcto en cuanto a brindar una mejor perspectiva para el desarrollo de las inversiones”.

Pero, detallan las operadoras, se necesita ampliar condiciones y plazos, pensando en el desarrollo masivo de las áreas,  lo que comprende perforaciones, terminaciones y conexiones de pozos productores, oleoductos y gasoductos de interconexión, ampliación y/ o construcción de nuevos  gasoductos troncales para el transporte interno y a países limítrofes. También la construcción de una planta procesadora de GNL  para su exportación extrazona, lo cual requiere fuertes inversiones (no menor a los U$ 4 mil millones) y un plazo de construcción de entre 3 y 4 años.

Las empresas  destacan y se entusiasman con  la calidad y volumen de los recursos de crudo y gas no convencional con que cuenta la Argentina en la comparación internacional, incluída EE.UU. También con la calidad de los recursos humanos  técnicos y profesionales, y admiten el registro de mejoras sustantivas en los costos de producción. Pero se requiere ganar en escala, señalan.

En la política energética del gobierno nacional es clave la participación de YPF (de mayoría accionaria estatal) y el desarrollo de empresas proveedoras de servicios petroleros locales. También, priorizar la aplicación de los recursos energéticos al desarrollo de los diversos sectores industriales y a la mejora de la calidad de vida de la población. Ello, sin desdeñar las exportaciones para la disposición de divisas necesarias, sobre todo, para completar el ciclo de la actividad económico-productiva.

Acerca del curso de la elaboración del proyecto de promoción de inversiones, Darío Martínez describió hace pocos días  que “seguimos trabajando junto al Ministerio de Economía y a la conducción de YPF, ya hemos hecho una primera ronda de conversaciones con las autoridades provinciales, con las empresas productoras, con los gremios y con las organizaciones de pymes, recibiendo de ellos las ideas sobre los aspectos centrales que una herramienta como esta ley debería tener”.

“Hemos elaborado un borrador con una estructura básica y algunas alternativas que deben aún ser validadas por las máximas autoridades nacionales. Luego volveremos a conversar con todos los principales actores y finalmente redondearemos un proyecto de ley que esperamos tenga consenso y respaldo y que, básicamente, logre los resultados que estamos persiguiendo”.

El proyecto, añadió Martínez, apunta a garantizar estabilidad en materia fiscal, arancelaria y cambiaria, así como de las normas regulatorias”. “Abarca instrumentos destinados a promover la producción y exportación de petróleo, garantizando simultáneamente el abastecimiento de la demanda interna y la exportación de una proporción variable y creciente en relación a incrementos individuales y colectivos de producción, y de otros aspectos como grado de cobertura del mercado interno y esfuerzo por sostener la producción convencional”.

“En materia de gas natural, garantiza el abastecimiento de la demanda interna a través de contractualizaciones plurianuales, y potencia y garantiza exportaciones firmes por complementación estacional y por producción excedente”, esbozó.

Asimismo, agregó, se establecen mecanismos de tratamiento diferencial en materia de Impuesto a las Ganancias, IVA y derechos de importación, garantizando la exportación en firme y la disponibilidad de divisas para proyectos especiales con pisos mínimos de inversión destinados a exploración de gas y petróleo convencional, producción no convencional, depósitos subterráneos de gas natural, medianos y grandes proyectos de GNL en toda su cadena, otros grandes proyectos de industrialización del gas natural y destinados a la producción off shore”

Martínez dijo que el proyecto en elaboración comprende también estímulos destinados a la extracción incremental en pozos de baja productividad y premia especialmente los proyectos y las acciones que cuiden el ambiente y disminuyan o mitiguen la emisión de gases de efecto invernadero.

El esbozo del proyecto parece contemplar las cuestiones claves.  Se aguardan novedades.

YPF será el nuevo sponsor de las selecciones nacionales masculina y femenina de básquet. Además, Facundo Campazzo realizará acciones en conjunto como imagen principal de esta alianza entre YPF y el básquet nacional.

Tras la firma del convenio respectivo en el Club Obras Sanitarias, el presidente de la compañía, Pablo González, sostuvo que “Es un gusto para nosotros apoyar a nuestra selección nacional, tanto masculina como femenina, en un deporte tan importante para los argentinos y las argentinas”. “Nos enorgullece acompañar a estas selecciones que nos representan de la mejor manera”.

También, Sergio Affronti, CEO de la compañía, comentó que “Es una gran alegría continuar apoyando el deporte en nuestro país y tener la oportunidad de vincular a YPF con el deporte nacional a través de este tipo de acuerdos”.

Santiago Carreras explicó: “Hace un tiempo comenzamos a recorrer el camino de vincular a YPF con el deporte y la cultura nacional. Hoy estamos acompañando a todas las Federaciones para contribuir al desarrollo de los y las
jóvenes que practican una actividad deportiva”. YPF ya patrocina a las selecciones argentinas de fútbol, tenis y diferentes categorías de automovilismo.

YPF participó, además, del evento de despedida a “El Alma Argentina”, el seleccionado masculino que hará su preparación en Las Vegas desde el 28 de junio y luego, desde el 26 de julio, intervendrá de los Juegos Olímpicos de Tokio.

Durante la firma estuvieron presentes Pablo González, presidente de YPF, Sergio Affronti, CEO, Santiago Carreras, gerente de Departamento de Relaciones Institucionales y Leandro Caruso, CMO de la compañía.

Además, participaron el presidente de la Confederación Argentina de Básquet, Fabián Borro, el director técnico de la Selección Masculina, Sergio “Oveja” Hernández y el director técnico de la Selección Femenina, Gregorio Martínez.

También estuvieron presentes Melisa Gretter, Agostina Burani, Andrea Boquete, Agustina García, Camila Suárez, Máximo Fjellerup, Nicolás Brussino, Lautaro Berra, integrantes de los seleccionados.

Las autoridades de la empresa Integración Energética Argentina (IEASA, ex ENARSA) realizaron una presentación judicial ante los Tribunales Federales denunciando la “ilegítima y arbitraria” suspensión de las obras del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) , dispuesta por la gestión de la empresa en el año 2018 (Administración Macri).

El Poder Ejecutivo Nacional, mediante el dictado del Decreto 267 de marzo de 2007, declaró de Interés Público Nacional la construcción del “Gasoducto del Noreste Argentino” (GNEA) cuyo objetivo es promover el abastecimiento de gas natural en las regiones del Noreste Argentino no cubiertas con dicho servicio, contribuir a asegurar el abastecimiento doméstico de energía, y aumentar la confiabilidad del sistema energético.

En ése momento se nominó a ENARSA -hoy IEASA- como responsable de la construcción, mantenimiento, operación y prestación del servicio de transporte de gas natural del GNEA, especificando la traza provisoria del Gasoducto. Dicha traza luego sería rediseñada, modificando a la baja su extensión y alcance original.

El GNEA constituye la columna vertebral del transporte de gas del Noreste Argentino recorriendo las provincias de Santa Fe, Chaco, Formosa y Salta. Se divide en troncal y ramales. El ducto troncal principal tiene una longitud de aproximadamente 1.500 kilómetros y 24 pulgadas de diámetro, y que sumando los ramales alcanza un total de aproximadamente 3.000 km de longitud. La licitación de las obras se realizó en varios tramos.

IEASA describió que “iniciada la construcción del GNEA en el año 2015, el estado de avance de las obras, al mes de agosto de 2018, era de más del 90 % en la mayoría de sus tramos, quedando solo 6 meses de trabajos para finalizar todas las obras y brindar el servicio de gas natural a una vasta región de nuestro país que hoy tiene un acceso limitado e ineficiente a dicho servicio público”.

En un comunicado se remarcó que “la denuncia presentada por la actual conducción de la empresa tiene su origen precisamente, a partir del mes de agosto del año 2018, cuando se suspendió de manera unilateral, ilegítima y arbitraria todos los trabajos de esas licitaciones en el avanzado estado en el que se encontraban todas las obras.

La denuncia, se indicó, “acredita con informes y documentación, que la suspensión de una de las obras de mayor magnitud e importancia que llevaba adelante el Estado Nacional, a través de IEASA, fue producto de una decisión ilegal, que causó pérdidas económicas al Estado Nacional y dejó sin la posibilidad de acceder al servicio del gas natural a miles de ciudadanos argentinos, sin ningún tipo de causa ni fundamento que pudiera invocarse para ello”.

La actual gestión de IEASA, junto con el apoyo y asistencia de la Secretaría de Energía, han dado reinicio a las obras pendientes, con el objeto de poder brindar el servicio de gas natural a las comunidades alcanzadas por la traza del GNEA, dando de esta manera efectivo cumplimiento al interés público que motivo la construcción de este gasoducto, se puntualizó.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad autorizó a Pampa Energía S.A. a transferir el 100 % de las acciones Clase A, representativas del 51 % del capital social y votos de Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (EDENOR), conforme el contrato de compra venta aprobado por la asamblea general ordinaria y extraordinaria de accionistas de Pampa Energía en febrero de este año.

El referido contrato fue suscripto con el grupo Vila-Manzano- Filiberti, e implica un precio de U$ 100 millones por las acciones a la venta. La decisión del ENRE es relevante pero no tiene carácter resolutiva final ya que la operación pasa ahora por el análisis de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC).

La Resolución 207/2021 del ENRE, oficializada y firmada por la Interventora María Soledad Manín, dispuso que, sin perjuicio de la autorización otorgada en los términos de la Ley 24.065, queda sometida Pampa Energía S.A., en su carácter de accionista mayoritario de EDENOR S.A. , a investigación administrativa por parte del Ente Nacional Regulador con relación a las consecuencias que sobre la concesión haya tenido la operatoria que es objeto de tratamiento en un expediente (EX-2021-21665513-APN-SD#ENRE), referido a la compra-venta de oficinas en noviembre de 2015.

A los fines expresados “se instruye al Área de Auditoría Económico Financiera y Revisión Tarifaria a llevar adelante el seguimiento permanente de todas las incidencias –en sede judicial y extrajudicial- relacionadas con la operatoria, informando de inmediato a la Intervención de toda cuestión relevante que se verifique”.

Asimismo, una vez que se consoliden los resultados económicos y financieros de la operatoria, el Área de Auditoría Económico Financiera y Revisión Tarifaria “deberá elevar a la Intervención un informe en el cual se determine y cuantifique el impacto, positivo o negativo, que ésta ha tenido respecto de la concesión y la existencia, o no, de una actuación irregular -desde el punto de vista administrativo- por parte de los accionistas que conformaron la voluntad social de EDENOR S.A. al tiempo de decidir la operatoria”.

“Ello, a los efectos de disponer, en su caso, el inicio de las acciones judiciales que correspondan a través de la Asesoría Jurídica del ENRE, en orden a resarcir el daño económico que pudiere haberse causado a la concesión, si ese fuera el caso”, señala la Resolución.

A los efectos del estudio en cuestión se insta “a través del Área de Auditoria Económico Financiera y Revisión Tarifaria una “solicitud de asistencia” a la Comisión Nacional de Valores (CNV), en el ámbito de las Leyes 26.831 (Mercado de Capitales); y 23.576 (que regula sobre la creación y circulación de Obligaciones Negociables) para el análisis y control interactivo, de operaciones financieras del Concesionario y/o sus accionistas, agentes o representantes, durante el período abarcado por la operatoria en cuestión.

Asimismo, la Intervención instruyó al Area de Auditoria Económica Financiera (AAEFyRT) para que realice “un seguimiento y control permanente del endeudamiento financiero de EDENOR y de las consecuencias que puedan derivarse del cambio de control societario con relación al vencimiento de las obligaciones negociables, así como del compromiso de las obligaciones asumidas por EDELCOS” con relación a dichos temas.

La Resolución fue notificada a EDENOR S.A., a PAMPA ENERGÍA S.A., a EMPRESA DE ENERGÍA DEL CONO SUR S.A., a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC); a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a la Secretaría de Energía de la Nación en su calidad de autoridad Concedente.

Las autoridades de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina designaron por unanimidad en la Asamblea General Ordinaria realizada de forma virtual a Horacio Nadra para presidir la entidad.

Nadra expresó su agradecimiento por el apoyo recibido y se comprometió a llevar adelante importantes proyectos en el nuevo período estatutario. También destacó el trabajo y la dedicación diaria de todos los presentes para que las Distribuidoras puedan continuar con la misma calidad del servicio para sus clientes, a pesar de operar en un contexto con muchas dificultades.

“El desafío más grande que tenemos por delante es encontrar el camino para asegurar la sustentabilidad del servicio de distribución eléctrica, tan vital para el desarrollo de las economías regionales y para el futuro de toda la Argentina”, aseguró Nadra.

Además, en función a lo consensuado entre los representantes de los asociados, se propuso la continuidad de los actuales cargos en Adeera. De esta manera, la Comisión Directiva quedó conformada por el presidente Horacio Nadra (Edet) y los vicepresidentes Eduardo Maggi (Edenor), Juan Carlos Blanco (Edesur), Luis Giovine (Epec) y Gisela Wild (Epesf).

Por otro lado, Fernando Pini (Edes) y Neil Bleasdale (Edemsa) continuarán en su cargo de secretarios y Esteban Pérez Elustondo (Edea) seguirá como responsable de la prosecretaría. El equipo se completa con Francisco Zambón (Epen), tesorero; Walter Faraco (Apeba), protesorero; y Alberto Mezio (Emsa), Néstor Ick (Edese) y Alfredo Aun (Dpec) en la Comisión Revisora de Cuentas. Como vocales fueron nuevamente reelegidos los 25 representantes de las principales distribuidoras socias de Adeera.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 49 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 38.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

Las compañías productoras de gas natural concretaron sólo tres ofertas en la subasta realizada por el MEGSA a pedido de la CAMMESA para la provisión de gas en el mes de Julio con destino a las usinas generadoras de electricidad.

 Totalizaron 2 millones de metros cúbicos día, correspondientes a las cuencas de Tierra del Fuego (1 millón) y Neuquina (dos por 500.000 M3).

Los precios fueron de U$ 3,11 por MBTU en origen y U$ 3,7970 puesto en el GBA para el gas fueguino, y de U$ 3,50 por MBTU en origen y U$ 3,8729 puesto en el GBA para el gas neuquino.  

En la apertura del seminario Latin America Energy Week, Tim Holt, miembro del directorio ejecutivo de la multinacional alemana Siemens Energy, destacó el potencial de América Latina para producir hidrógeno verde, pero sostuvo que “la región puede quedarse atrás si no encara la transición energética de forma temprana”.

Holt advirtió, que “el hidrógeno es la siguiente frontera, es un recurso enorme de América Latina; que tiene la capacidad de tener hidrógeno barato; ésta es energía verde, convertida en una molécula y puede ser llevada a donde se necesita, ya sea a Europa o América del Norte”.

En ese sentido, agregó: “Los países de América Latina tienen una posición única. Por ejemplo, Chile ya está
utilizando este tipo de combustibles”. El hidrógeno “brinda energía a bajo costo y amigable con el ambiente”.

Holt reconoció que el cambio hacia nuevas tecnologías “no se dará de la noche a la mañana; por ello, será necesario apoyar la transformación. Se tendrá que diseñar una base activa de transición”.

Karin Amin, vicepresidente ejecutiva de la División de Generación de Siemens Energy, mencionó: “Hay un interés de inversores por participar en temas de sustentabilidad, por ejemplo en los bonos verdes y sociales. Ahí se han invertido unos 10 mil millones de dólares en los últimos años”. “Se debe trabajar en dos vertientes: La sustentabilidad de la red de la energía y la optimización y descarbonización de este insumo para las actividades económicas como son
la industria, agricultura y transporte”.

La demanda eléctrica durante mayo aumentó 11.9 % y la generación 10.8 % respecto al mes de abril, según datos elaborados por la consultora RICSA (Regional Investment Consulting).

La demanda total aumentó considerablemente a 10,98 TWh, un aumento del 11,9 % intermensual, y 14,2 % interanual. Este aumento, fue causado en mayor medida por el sector residencial (+27%), seguido por los sectores comercial (+4%) e industrial (+1%).

La generación tuvo un comportamiento similar con el aumento a 11,2 TWh, correspondiente a una variación del 10,8 % intermensual y 11,5 % interanual. Las fuentes – hidroeléctrica y nuclear tuvieron la mayor variación, con un aumento del 37,3 % y 34,8 %, respectivamente. Le siguieron la térmica con una mejora del 4,8 % y las renovables con 1,7%.

Las renovables tuvieron comportamientos tanto creciente como decreciente, según la fuente. La generación por biomasa y biogas en conjunto aumentaron 13,8 % y la eólica el 6,8 %. Por otro lado, la minihidro sufrió una caída del 27,6 % mensual seguida de la solar con una merma de 15,5 %.

El precio monómico del MWh subió en mayo 8,2 % en pesos, de $ 6.346 a $ 6.865. En dólares, este valor representó un aumento de 6,8 % en USD por el tipo de cambio A3500, llegando a un valor de U$ 72,95 el MWh.

La Entidad Binacional Yacyretá informó que, “ en función de la persistencia de la actual condición climática imperante en la cuenca de aporte a la Central Hidroeléctrica (argentino-paraguaya), y a los resultados de los escenarios planteados por los centros climáticos tomados como referencia, visualiza “como situación muy probable la profundización de la bajante del río Paraná”.

Los principales reservorios emplazados en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado próximo al 38%, indicó la EBY en un contexto prolongado de déficit del caudal utilizado por la Central para generar.

Los embalses inmediatos cuentan con cierta capacidad de almacenamiento frente a eventuales repuntes en sus afluencias. Los grandes reservorios de regulación anual situados en la cabecera de la cuenca transitan un período de recarga deficitario, se indicó.

Asimismo, se describió que los pronósticos de lluvias producidos por los diferentes centros meteorológicos de referencia prevén precipitaciones de variada intensidad sobre la cuenca de aporte directo al embalse y regiones adyacentes para la presente semana. Los montos acumulados varían entre 20 y 50 mm según sea la fuente consultada.

SITUACION OPERATIVA

Durante la última semana el caudal afluente promedio del río Paraná fue de 5.900 m3/s, con valor máximo de 6.200 m3 /s, y mínimo de 5.600 m3 /s.

 Los caudales en Yacyretá para los próximos días estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba, y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte.  Del análisis efectuado con la información disponible hasta el momento sitúa dichos valores en el rango de los 5.000 a 6.000 m3 /s.

TENDENCIAS A MAYOR PLAZO

Seguido a un segundo semestre de 2019 caracterizado por precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá, la tendencia se acentuó en el 2020, resultando ser el quinto año más seco desde 1961. El déficit de lluvia osciló mayormente entre el 20 % y 60 % respecto de la normal.

En términos de caudales, a la altura del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá, en 2020 el caudal afluente medio anual fue igual al registrado en el año 1917, 9.300 m3 /s, siendo este valor de caudal el octavo más bajo de la serie 1901-2020.

El primer mes de 2021 finalizó con un caudal promedio de 10.700 m3 /s, que representa apenas el 70 % del caudal medio mensual para enero considerando la serie 1901-2020.

Febrero comenzó con caudales normales, debido a los incrementos generados por las lluvias de fin de enero, pero su segunda quincena se posicionó con caudales en consonancia con la coyuntura hidrológica general del Paraná.  Febrero promedió los 13.300 m3 /s, es decir, un 79 % del caudal medio mensual de la serie 1901-2020.

El mes de marzo finalizó con un caudal promedio de 9.400 m3 /s, siendo este caudal el sexto más bajo, para el mismo mes, de la serie 1901-2020.

En el mes de abril, el caudal promedio fue de 7.100 m3 /s, siendo el segundo valor más bajo para este mes, luego del correspondiente al año 2020, para la serie de caudales 1901-2020.

Mayo promedió los 7.000 m3 /s. Este valor de caudal medio mensual resultó ser el de menor afluencia de los últimos 50 años (serie 1971-2020) y representó apenas el  51 % del caudal medio mensual para el mes de mayo de la mencionada serie. Y también, resultó ser el segundo valor de caudal medio mensual más bajo de los últimos 120 años (serie 1901-2020) luego del registrado en mayo de 1914 (6.800 m3 /s).

Los valores de caudales registrados están asociados a la escasez de precipitaciones ocurridas en la cuenca del río Paraná en territorio argentino y brasilero, donde se observaron anomalías negativas (por debajo de la normal) para el período julio 2020-mayo 2021.

El escenario climático estacional (trimestre: Junio-Julio-Agosto de 2021), en términos de precipitación media trimestral esperable publicado por el Servicio Meteorológico Nacional (AR) prevé mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte directo a Yacyretá. La previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (BR) marca también una tendencia con precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero.

La distribuidora de gas natural por redes MetroGas reiteró, con motivo del Día de la Concientización y Prevención contra el Monóxido de Carbono (CO) (21 de junio), la importancia de una correcta manutención de los artefactos a gas para evitar muertes por intoxicación de CO.

“Más tiempo adentro por los cuidados que impone la pandemia y las temperaturas que no superan los 10ºC, especialmente durante las noches y a la madrugada derivan en un aumento del uso de los artefactos a gas para cocinar, calentar agua, calefaccionar” refirió MetroGas haciendo hincapié en “lo fundamental que resulta la ventilación de los ambientes, además, para evitar la propagación de los virus que causan el Covid-19”.

A través de consejos de prevención y buen uso de los artefactos pueden prevenirse las aproximadamente 200 muertes por año que suceden en el país. “Es una de las intoxicaciones más difundidas en todo el mundo y una de las más subdiagnosticadas”, explicó la Doctora Silvia Cortese, (MN 68057), toxicóloga vicepresidenta de la Asociación Toxicológica Argentina.

A partir de este dato, Alejandro Di Lázzaro, gerente de Relaciones Institucionales de MetroGAS, remarcó que “para la empresa, esta causa, es un compromiso que se alinea con nuestros valores, por eso hacemos un esfuerzo en esta campaña, que permitiría evitar el ciento por ciento de los accidentes por inhalación de monóxido de carbono”.

El monóxido de carbono se origina cuando la cantidad de oxígeno es insuficiente para la correcta combustión de elementos tales como carbón, madera, querosén, alcohol o gas natural, los cuales son materiales combustibles ricos en carbono y que necesitan oxígeno suficiente para quemarse adecuadamente.

Según datos oficiales, en la Ciudad de Buenos Aires más del 80 % de las intoxicaciones son generadas por las fallas de artefactos de gas en el hogar. Entre los que más fallan, están los calefones con mal funcionamiento. Por ello, la revisión anual de los artefactos, realizada por un gasista matriculado, resulta clave: gran parte de los casos de este tipo de intoxicaciones están relacionados con el uso de artefactos inadecuados o el deficiente funcionamiento de equipos a gas, ubicados en ambientes no aptos, mal ventilados o con las rejillas, que liberan monóxido de carbono, tapadas.

 Qué hacer ante los primeros síntomas

“Lo primero que hay que tener en cuenta es que el monóxido de carbono no genera olor: ni a quemado, ni ninguno de los olores característicos a gas. Por eso, se lo considera el ‘asesino silencioso’. Si más de uno de los integrantes de la familia siente cefaleas, sensación nauseabunda, vómitos, palpitaciones , mareos, movimientos involuntarios -algo así como que el cuerpo no nos responde a lo que queremos hacer-, estamos ante la presencia de peligro”, explicó la Doctora Cortese, y agrega “si la situación se agrava, aparecen también temblores, convulsiones y hasta el fallecimiento de la persona que está en el ambiente”.

“Si sospechamos un principio de intoxicación, lo importante es no desestimarlo: abrir todas las ventanas a fin de ventilar muy bien el ambiente. Si la persona no puede moverse, es clave intentar llegar a la puerta de la casa, pedir ayuda y abandonar el ambiente en el que sospechamos que nos estamos intoxicando”, puntualizó la toxicóloga.

El aire libre hace que el oxígeno tenga una concentración adecuada y eso hará que se empiecen a nivelar los niveles de monóxido de carbono que tenemos en nuestra sangre. “Es de suma importancia tomar medidas de prevención, sobre todo mujeres embarazadas, lactantes, niños pequeños, personas mayores y los que sufren de anemia, problemas del corazón o respiratorios, quienes pueden ser mucho más sensibles al CO”, detalló Cortese.

A nivel del Sistema Nervioso Central, puede traer secuelas y deterioros cognitivos, como enfermedades parecidas al Parkinson. “Es una intoxicación a la que hay que darle la importancia que tiene: es la que más morbimortalidad da no sólo en la Argentina, sino también en el mundo. Si no se diagnostica, puede generar complicaciones y muertes a largo plazo”, explica Cortese.

Qué tener en cuenta para prevenir una intoxicación por CO

Asegurarse que el color de la llama que emite el artefacto a gas sea uniforme y de color azul. Si su tonalidad es anaranjada, indica que funciona en forma defectuosa

Hacer revisar periódicamente las instalaciones por un gasista matriculado en la zona de distribución

Ventilar de forma permanente los ambientes (a través de rejillas compensadoras reglamentarias)

Utilizar fuentes de calor de tiro balanceado. En estas la combustión se genera en una cámara estanca (cerrada), es decir, que toma el aire del exterior y libera los gases de combustión afuera, de manera tal que evita la disminución del oxígeno ambiental, puntualizó MetroGas.

La compañía, junto a Fundación Rocca, aportó en el proyecto de reforma que encabeza el Municipio. Los fondos serán destinados a obras de infraestructura vial y recreativa, junto a la construcción de un paseo que valorice el acervo industrial de la ciudad.

Campana sigue dando importantes pasos hacia la finalización de su Nueva Costanera, un proyecto de reforma integral que lidera el Municipio y cuenta con el apoyo de Tenaris y Fundación Hermanos Agustín y

Enrique Rocca (FARO). A través de la donación de 350 mil dólares, la compañía ejecuta diversas obras de infraestructura vial y recreativa. También está construyendo un paseo que valorizará el acervo industrial de la ciudad.

Para eso, Tenaris ya cedió y se está encargado de la instalación de una cuchara de acería de 4 metros de altura y 20 toneladas, así como de sus estructuras soportes. La cuchara, que se utilizaba para el transporte del acero líquido desde el horno hasta la colada continua, fue trasladada este viernes en el marco de un importante operativo logístico y de tránsito.

El proyecto de reforma de la costanera permitirá que Campana se posicione de cara al río Paraná de las Palmas, incorporando este sector al resto del casco urbano y posibilitando que los vecinos disfruten de un espacio de encuentro y recreación seguro y ordenado.

Junto a Fundación PROA, Municipio e instituciones educativas de la ciudad, Tenaris y FARO diseñaron un plan de intervención que busca resaltar el carácter industrial de Campana, nacida a partir de las actividades económicas -frigoríficos, ferrocarril, refinería- que encontraron en el puerto una plataforma de crecimiento tal como, a mediados del siglo XX, lo haría el proyecto siderúrgico fundado por Agustín Rocca.

En ese sentido, la cuchara de acería y el puente grúa que se colocará próximamente, dialogarán con los silos, talleres ferroviarios y otros hitos del desarrollo de este polo industrial, uno de los más importantes del país y orientado fuertemente a la exportación.

Recuperar y darle visibilidad a este patrimonio cultural no solo contribuye a mantenerlo vivo en nuestra comunidad, sino también a promover el desarrollo del turismo de cercanía, multiplicando las posibilidades de inversión y los puestos de empleo.

Los fondos donados por Tenaris y FARO ya se están utilizando para la construcción de la bicisenda que unirá el paseo costanero con el Campito de Siderca. Además, se contempla también el hormigonado de la cabecera y las veredas del paseo, la ampliación del muelle de pescadores, la instalación de limitadores de altura y obras de infraestructura hidráulica, lumínica y vial.

Cabe descartar asimismo que los bolardos y guardarrieles, que están siendo instalados por personal de la compañía, están fabricados a partir de tubos de acero sin costura, un material resistente al paso del tiempo y 100% reciclable.

Por otro lado, una vez concluidas las obras de infraestructura, Tenaris colocará pantallas para la instalación de una exhibición permanente de fotografías antiguas de Campana, que serán seleccionadas por la Fototeca municipal, un programa conjunto del Municipio, Tenaris y Fundación PROA.

Integrada a la Plaza de las Carretas, el paseo de la calle Luis Costa y el Campito de Siderca, la Nueva Costanera de Campana será escala obligada de un circuito urbano que unirá pasado y presente de la ciudad pensando en el crecimiento y recreación de las próximas generaciones de vecinos.

YPF y General Motors convinieron extender hasta el 2023 su alianza estratégica que data desde 2005, mediante una firma realizada vía streaming entre el presidente de YPF, Pablo González, y el presidente de General Motors Sudamérica, Carlos Zarlenga.

YPF será proveedora de los combustibles YPF INFINIA y lubricantes ACDELCO tanto para el primer llenado de todos los 0km que produce y comercializa la automotriz mediante su marca Chevrolet en la Argentina, como así también para la atención de todos los clientes Chevrolet en el Servicio de Post Venta.

También participaron de la reunión el CEO de YPF, Sergio Affronti; Mauricio Martin, vicepresidente de Donwstream; Leandro Caruso, CMO de YPF y Federico Ovejero, Vicepresidente de GM Argentina, Paraguay y Uruguay.

Este acuerdo incluye a los Chevrolet Cruze que participan en la categoría del STC2000 con el Equipo Chevrolet-YPF. El Cruze se fabrica en el Complejo Automotor de General Motors en Alvear, Santa Fe y lidera el ranking en satisfacción de los clientes de Argentina medido por AutoAdvisor.

Carlos Zarlenga, presidente de GM Sudamérica, manifestó su satisfacción por ampliar nuevamente este convenio tan importante para ambas partes ya que “potencia el beneficio que brindamos a nuestros clientes con productos de altísima calidad desde el momento que retiran sus vehículos del concesionario hasta cuando regresa al concesionario para el mantenimiento del vehículo”.

En tanto Pablo González, presidente de YPF, señaló que “esta alianza que renovamos con General Motors es una muestra de la confianza que logramos con nuestros clientes que nos permite generar alianzas de largo plazo como lo representa este acuerdo que comenzó en el año 2005 y seguimos renovando y ampliando con nuevos productos y servicios de la más alta calidad”.

YPF es la principal empresa de energía de la Argentina. Abastece a distintos segmentos del mercado con productos de calidad: gas natural, electricidad, combustibles, insumos petroquímicos, lubricantes y productos para el agro, entre otros. Posee más de 1600 estaciones de servicios que le permiten alcanzar todos los puntos del país.

General Motors (NYSE:GM) es una empresa mundial centrada en promover un futuro totalmente eléctrico que sea inclusivo y accesible para todos. En el centro de esta estrategia se encuentra la plataforma de baterías Ultium, que impulsa todo tipo de vehículos, desde los de gran consumo hasta los de alto rendimiento.

General Motors, sus subsidiarias y empresas conjuntas comercializan vehículos bajo las marcas Chevrolet, Buick, GMC, Cadillac, Holden, Baojun y Wuling.

La energética Genneia designó a Carlos Palazón como nuevo CFO (Chief Financial Officer) de la
compañía.

Palazón es Licenciado en Economía por la Universidad Católica Argentina, tiene un Master en Finanzas obtenido en la Universidad del CEMA y además está certificado como Chartered Financial Analyst (CFA). Durante los últimos años se desempeñó como asesor en el fondo de inversión PointState Argentum y, adicionalmente, forma parte del Directorio de Genneia.

En su trayectoria se destaca además su rol de Portfolio Manager en el grupo inversor Consultatio Asset Management; y también como socio fundador del fondo de inversiones CIMA Investments.

Carlos Palazón estará reemplazando en el cargo a Bernardo Andrews, quien ha asumido la dirección general de la compañía en el rol de CEO.

Genneia provee soluciones energéticas sustentables en Argentina, superando el 25 % de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 783 MW en energía eólica; y supera los 850 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan.

Genneia también es propietaria y operadora de 2 centrales de generación térmica (437 MW), lo que lleva a 1.200 MW su potencia instalada.

En Pilar (Buenos Aires) funciona su Centro de Control Operativo (CECO), que permite maximizar la performance, predecir fallas y suministrar energía eléctrica eficaz, productiva y responsable sin sufrir alteraciones. Reciben más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y 2 centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos sus clientes de forma integral.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, afirmó respecto de la provisión de gas natural local que “estamos estudiando la convocatoria a una nueva ronda del Plan Gas.Ar para mejorar la provisión de gas de invierno a partir de 2022, asegurando producción y contractualización”. “También está bajo análisis la posibilidad de subastar un escalón más en el volumen fijo anual”, agregó, en relación a la subasta realizada este año por 70 millones de metros cúbicos diarios.

“Asumimos la Secretaría de Energía con una producción de gas en franco declino del 8 % anual. Nos pusimos como objetivo detener esa pendiente de la producción de gas nacional para después comenzar a revertir esa tendencia y pusimos en marcha el Plan Gas.Ar”, comentó.

El Secretario, ex diputado nacional del FDT por Neuquén, sigue con especial atención lo que ocurre en ésa provincia gobernada por el MPN.

Acerca de la producción de gas en Vaca Muerta refirió que “respondieron los trabajadores, las empresas productoras, las pymes y las empresas regionales, trabajando a un ritmo tan intenso que se batieron récords de fracturas en marzo y, luego de la parálisis de la actividad derivada del conflicto social (en Neuquén), otra vez con un ritmo de gran intensidad en mayo”.

“Recuperamos esos 24 días (de parate) con esmero y una responsabilidad que permitieron que hoy ya no haya ningún efecto. Hubo una pequeña caída en la producción comprometida de aproximadamente 1 millón de m3 diarios durante mayo, que ya fue corregida y recuperada” afirmó Martínez en declaraciones que formuló en una disertación (virtual) en las Jornadas de Energía, del Diario Río Negro, reproducidas en un comunicado de la Secretaría.  .

Sistema de Gasoductos Transport.Ar

Asimismo, el funcionario sostuvo que “para dinamizar la producción nacional es fundamental aumentar la capacidad de transporte, desde las regiones productoras hasta los centros de consumo, y tener conexiones con países limítrofes que sean potenciales compradores de nuestro gas”.

Y al respecto agregó que “diseñamos un sistema de gasoductos que tiene por objeto sustituir todas las importaciones de GNL, reemplazar la declinante producción boliviana, y abastecer con gas natural a todas las centrales térmicas para reemplazar la utilización de combustibles líquidos nacionales y, básicamente, importados”.

“Aunque aún sean cálculos previos, este sistema de gasoductos y obras complementarias tiene por fin ahorrar 1.150 millones de dólares anuales de divisas por sustitución de importaciones, y producir un ahorro fiscal anual de unos 600 millones de dólares”, comentó.

Martínez describió que “se trata de obras que refuerzan el Gasoducto San Martín para aumentar la capacidad de transporte del gas de la Cuenca Austral, un nuevo Gasoducto Central desde Tratayén, pasando por Salliqueló hasta Ramallo o San Jerónimo, y la ampliación de la capacidad de transporte hasta Uruguayana”.

Asimismo, detalló que se diagramaron “refuerzos en tramos finales del GBA, una repotenciación del GNEA hasta Salta, un gasoducto entre La Mora y Tio Pujio, y la reversión del Gasoducto Norte, que se hará en etapas congruentes con la necesidad de continuar trayendo el gas desde Bolivia”. 

Martínez sostuvo que “con este diseño, hemos firmado un Memorándum de Entendimiento en el marco del acuerdo binacional entre Argentina y China, con un consorcio de empresas chinas encabezado por Power China, quienes ya están elaborando los proyectos ejecutivos”. “Una vez finalizados, agregó, deberán ser aprobados por la Secretaría de Energía para costearlos y recibir una propuesta de financiamiento que será analizada con el Ministerio de Economía, la Secretaría de Financiamiento y el Presidente”.

Promoción de inversiones hidrocarburíferas.

Martínez comentó además que “luego del primer año de pandemia del Covid-19 y la recuperación de los precios de la energía desde el derrumbe de la demanda mundial de petróleo en el primer semestre de 2020, el Presidente (Alberto Fernández) nos instruyó para que aceleremos la elaboración de una herramienta que permita hacer fluir las inversiones necesarias para escalar la producción nacional de hidrocarburos y de sus productos derivados”.

Además, dijo, “nos encomendó multiplicar sus exportaciones, generar un flujo creciente y positivo de divisas, generar empleos, y alentar el desarrollo de las regiones productoras, con creciente participación en la industria petrolera de pymes locales y empresas regionales”.

El funcionario describió que “trabajando junto al Ministerio de Economía y a la conducción de YPF, ya hemos hecho una primera ronda de conversaciones con las autoridades provinciales, con las empresas productoras, con los gremios y con las organizaciones de pymes, recibiendo de ellos las ideas sobre los aspectos centrales que una herramienta como esta ley debería tener”.

“Hemos elaborado un borrador con una estructura básica y algunas alternativas que deben aún ser validadas por las máximas autoridades nacionales. Luego volveremos a conversar con todos los principales actores y finalmente redondearemos un proyecto de ley que esperamos tenga consenso y respaldo y que, básicamente, logre los resultados que estamos persiguiendo”.

El proyecto, añadió Martínez, apunta a garantizar estabilidad en materia fiscal, arancelaria y cambiaria, así como de las normas regulatorias”. “Abarca instrumentos destinados a promover la producción y exportación de petróleo, garantizando simultáneamente el abastecimiento de la demanda interna y la exportación de una proporción variable y creciente en relación a incrementos individuales y colectivos de producción, y de otros aspectos como grado de cobertura del mercado interno y esfuerzo por sostener la producción convencional”.

“En materia de gas natural, garantiza el abastecimiento de la demanda interna a través de contractualizaciones plurianuales, y potencia y garantiza exportaciones firmes por complementación estacional y por producción excedente”, esbozó.

“En ambos casos (crudo y gas), resaltan mecanismos automáticos de exportación en firme garantizada y la posibilidad de mantener un porcentaje de divisas en el exterior para saldar compromisos de repago de financiamiento o importaciones vinculadas con las inversiones realizadas”, comentó,

Asimismo, agregó, se establecen mecanismos de tratamiento diferencial en materia de Impuesto a las Ganancias, IVA y derechos de importación, garantizando la exportación en firme y la disponibilidad de divisas para proyectos especiales con pisos mínimos de inversión destinados a exploración de gas y petróleo convencional, producción no convencional, depósitos subterráneos de gas natural, medianos y grandes proyectos de GNL en toda su cadena, otros grandes proyectos de industrialización del gas natural y destinados a la producción off shore”

Martínez dijo que el proyecto en elaboración comprende también estímulos destinados a la extracción incremental en pozos de baja productividad y premia especialmente los proyectos y las acciones que cuiden el ambiente y disminuyan o mitiguen la emisión de gases de efecto invernadero.

Tarifas

Con relación a la política tarifaria para el sector, el Secretario afirmó que “el Gobierno tiene decidido avanzar en mecanismos que optimicen la asignación de los recursos del Estado, dirigiendo los subsidios en materia de energía a las familias que efectivamente lo necesitan, en función de criterios socioeconómicos que valoren la capacidad que le otorga su nivel patrimonial y de ingresos, para satisfacer sus necesidades de desarrollo humano”.

Estos mecanismos, añadió, se basan en una vinculación de múltiples bases de datos que, preservando los secretos fiscales y bancarios, permitan segmentar la asignación de subsidios de la forma más directa posible a la demanda y vinculando de la manera más eficiente los medidores de cada vivienda con las capacidades en materia patrimonial y de ingresos de los grupos familiares que allí habitan.

“El problema de su aplicación, señaló, radica en el grave momento socioeconómico en el que nos tocó asumir, sumado a la agudización de esas condiciones para la mayoría del pueblo argentino. Es por este motivo que el Gobierno decidió, entre otras medidas para proteger o amortiguar los efectos económicos de la pandemia, tratar de no sumar mayores problemas a las familias con aumentos tarifarios este año”.

“Está claro que la idea del Gobierno es alinear las tarifas con la evolución de los ingresos. En este semestre estamos trabajando para perfeccionar el sistema de bases de datos para que, tomada la decisión política, tengamos la mejor herramienta posible para asignar subsidios de la manera más eficiente”.

Represas

En 2023 se produce el vencimiento de las concesiones de las hidroeléctricas del Limay y el Neuquén. “Por instrucción del Presidente, estamos analizando el camino a seguir y evaluando las distintas opciones”, afirmó Martínez. “Ese análisis incluirá indefectiblemente una auditoría integral en materia técnica, de estructuras, financiera, de relevamiento de activos, así como de inversiones necesarias. Este trabajo se constituirá en una herramienta útil para la toma de la decisión”, explicó.

Martínez sostuvo que “la matriz energética de una Nación debe estar diseñada en función de sus propios intereses y objetivos y en base al desarrollo de su propia tecnología para el aprovechamiento diversificado de las distintas fuentes disponibles, pero siempre optimizando los recursos más abundantes. Entonces, aportar la energía en cantidad y calidad necesaria para el desarrollo económico y el bienestar de su población, al menor costo posible, es el objetivo central”, remarcó.

Por Santiago Magrone

El gobierno nacional oficializó a través del Decreto de Necesidad y Urgencia 389/2021 una serie de medidas regulatorias, societarias y legales para “reactivar y ampliar” el campo de acción de la empresa Integración Energética Argentina S.A.(IEASA) (Ex ENARSA) “como actor protagónico del sector energético en su más amplia concepción”, puntualizó.

El DNU habilitó a IEASA a realizar proyectos de infraestructura de energía eléctrica a través de las utilidades que reciba con motivo de la titularidad de las Centrales Termoeléctricas que tenga a su cargo. (exceptuándosela de lo previsto en el artículo 37 de la Ley 24.065).

Asimismo, el DNU 389 modifica lo dispuesto por el gobierno de Cambiemos mediante el Decreto 882/17 que apuntó a “una restructuración y reorganización de las empresas con participación estatal mayoritaria del sector energético”, limitando “al mínimo posible” la participación del Estado Nacional en sectores estratégicos de la cadena productiva de la energía.

En los considerandos del nuevo decreto se explica que el 882/17 “ordenó la privatización de activos esenciales del Estado Nacional ya que, a su entender, como la actividad de generación eléctrica y de transporte de energía eléctrica son desarrolladas mayoritariamente por empresas privadas, la participación del Estado no resultaba necesaria para asegurar el normal funcionamiento del sector, ni para garantizar la prestación del servicio”.

“Bajo tal premisa, se ordenó la transferencia de los emprendimientos y activos energéticos esenciales en los que el Estado Nacional tiene participación, a empresas del sector privado, y esa política de privatización se ejecutó parcialmente”, describió el nuevo decreto.

El gobierno de Alberto Fernández puntualizó que “contrariamente a tales definiciones” de su antecesor “considera esencial la activa participación del Estado Nacional, a través de sus empresas, en uno de los sectores más estratégicos para el desarrollo del país como es el energético”.

Aquel decreto (882/17) posibilitó la venta de las Centrales Térmicas de Generación Eléctrica “Ensenada de Barragán” y “Brigadier López”, cuyo procedimiento de enajenación se encuentra bajo investigación judicial.

Por ello, señala el actual gobierno, “resulta necesario derogar en forma inmediata toda disposición destinada a transferir los activos del sector energético del Estado Nacional y de sus empresas al sector privado”,

El nuevo DNU faculta el otorgamiento de avales del Tesoro Nacional por las operaciones de crédito público a favor de IEASA para la compra de gas natural desde Bolivia, por un monto máximo de U$ 200 millones, en el marco del contrato de compraventa suscripto en 2006 y sus Adendas.

Asimismo, establece que las utilidades a favor de IEASA provenientes de las  centrales y/o empresas de generación y transporte de energía eléctrica de propiedad total o mayoritaria de esta Sociedad “deberán ser invertidas en proyectos de infraestructura de energía eléctrica”.

También, se derogan los artículos 6, 8 , 9 , 10 y 11 del Decreto 882/2017 que habilitaron la enajenación de activos tales como las centrales térmicas Ensenada de Barragán y Brigadier López, Manuel Belgrano II, y la participación accionaria de ENARSA en la Compañía Inversora de Transmisión Eléctrica CITELEC S.A.

Aquella norma también ordenaba transferir las acciones Clase “C” de DIOXITEK S.A. en poder de la CNEA, al   entonces  Ministerio de Energía y Minería, y se instruyó a esta misma cartera a proceder a la venta, cesión u otro mecanismo de transferencia, de las participaciones accionarias del Estado Nacional en Central Dique S.A.; Central Térmica Guemes S.A.; Central Puerto S.A.; Centrales Térmicas Patagónicas S.A.; en las transportadora patagónica troncal de electricidad , TRANSPA; y de Dioxitek.

El listado comprendía además a los derechos estatales y los fideicomisos en las centrales Termoeléctrica Manuel Belgrano; Termoeléctrica José de San Martín (Central Timbúes); Termoeléctrica Vuelta de Obligado y Termoeléctrica Guillermo Brown.

Ahora, se asigna a IEASA las acciones emitidas en favor del Estado Nacional en las sociedades generadoras “Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A.” y “Termoeléctrica José de San Martín S.A.” correspondientes a los Fideicomisos Central Termoeléctrica Manuel Belgrano y Central Termoeléctrica Timbúes, respectivamente, las cuales constituirán un aporte adicional de la participación accionaria del Estado en IEASA.

En un comunicado IEASA señaló que “el DNU 389/2021 deroga los objetivos de privatización de activos energéticos
estratégicos para nuestro país definidos durante el período 2015-2019, que tuvo entre sus consecuencias más graves la venta, a precio vil, de dos centrales termoeléctricas que en ese entonces se encontraban en el patrimonio de esta Empresa”.

“En lo particular, la norma consolida una política pública iniciada en el año 2005 con el Programa FONINVEMEM (Fondo de Inversiones en Mercado Eléctrico Mayorista), que articuló la gestión del Estado de manera inteligente con el sector privado para beneficio mutuo. El FONINVEMEM establecía que las deudas que el estado mantenía con los privados se cancelarían mediante el cobro de los montos obtenidos por la generación eléctrica de las CT Manuel Belgrano y José de San Martín (ubicadas en Buenos Aires y Santa Fe, respectivamente) que se construirían con esas deudas y aportes del Estado Nacional. Al cancelarse las deudas, las Centrales se transferirían, en función de su aporte, al patrimonio estatal”, se describió.

En otro orden, el nuevo DNU deja además sin efecto el cambio de denominación de las obras públicas del proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico del río Santa Cruz -que forman parte integrante del Programa Nacional de Obras Eléctricas- que fuera dispuesto en el Decreto 882/17, del gobierno de Mauricio Macri, y que tales proyectos retoman sus denominaciones de “Presidente Néstor Kirchner “ -ubicada en Cóndor Cliff- y “Gobernador Jorge Cepernic” -ubicada en Barrancosa-, respectivamente,  conforme lo dispuesto por las Leyes 3207 y 3206 de la Provincia de Santa Cruz.

HIDROCARBUROS OFFSHORE

En la misma línea, y en lo que refiere al sector de exploración de hidrocarburos, el nuevo decreto describió que “durante el año 2014, mediante el Concurso Público Nacional e Internacional para la Adquisición, Procesamiento e Interpretación de Sísmica Marina 3D Offshore” el Estado Nacional, a través de IEASA (en rigor Enarsa) realizó inversiones para determinar la existencia de hidrocarburos en la entonces denominada área “CALAMAR” ubicada en la Cuenca Malvinas, en el Mar Argentino.

Pero mediante la Ley 27.007 y la Resolución 195/19 de la ex-Secretaría de Energía del ex-Ministerio de Hacienda se revirtieron y transfirieron a favor del Estado las  áreas “SALMÓN” y “CALAMAR”, “deteriorándose el patrimonio de la Sociedad (IEASA), debido a las inversiones realizadas previamente”.

Ocurrió que a través del Decreto 872/18 dicha área fue dividida en tres (3) áreas con la  denominación: MLO_115, MLO_116 y MLO_117, otorgándose luego, conforme la Resolución 276/19 de la citada ex-Secretaría de Energía, en el marco del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, permiso de exploración a terceros interesados sobre MLO_117, quedando desiertas las ofertas referidas al renglón de las áreas MLO_115 y MLO_116.

Ahora, se determinó que corresponde que la inversión pública realizada a través de IEASA “sea retomada a los efectos de determinar la viabilidad de su explotación comercial”.

Así las cosas, el DNU 389 otorga a IEASA los permisos exploratorios correspondientes a las áreas denominadas MLO_115 y MLO_116, en los términos de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus normas complementarias.

Al respecto, desde IEASA se destacó que “se recupera un área exploratoria en el Mar Argentino (petrolera y gasífera)
ubicada en la Cuenca Malvinas donde durante el año 2014/2015 se realizaron inversiones en estudios técnicos por 50 millones de dólares. A pesar de contar con un programa de perforación exploratorio, en el año 2017 el área se revirtió al Estado Nacional junto a la totalidad de los estudios sísmicos, técnicos, económicos y financieros que con un enorme esfuerzo esta empresa había desarrollado”.

Tras puntualizar que “la importancia de las medidas dispuestas requiere de urgencia en su implementación, por lo que deviene imposible seguir los trámites ordinarios previstos para la sanción de las leyes”, el nuevo decreto consigna que a través de la Ley 26.122 se determina que la Comisión Bicameral Permanente tiene competencia para pronunciarse respecto de la validez o invalidez de los DNU, así como para elevar el dictamen al plenario de cada Cámara para su expreso tratamiento, en el plazo de diez (10) días hábiles. Dicha Ley dispone que las Cámaras se pronuncien mediante sendas resoluciones,.

Se trata de una ampliación de 200 m2 que brindará mayor comodidad a la cursada presencial. Uno de los salones albergará un Aula Digital con 40 laptops, software y hardware complementario y mobiliario donado por la compañía.

Tenaris dejó inaugurada una ampliación de 200 m2 en la Escuela Secundaria Técnica Nº4 de Zárate. El proyecto añade dos nuevos salones, un comedor y una preceptoría al establecimiento que tiene sede dentro de la Base Naval de la Armada Argentina. La obra se realizó en el marco del plan estratégico de infraestructura ejecutado por la compañía a través del programa de fortalecimiento educativo GEN Técnico. En total se invirtieron más de $4,5 millones de pesos y si bien los trabajos finalizaron a comienzos del 2020, la pandemia de COVID-19 postergó el corte de cinta protocolar.

Del acto en la EST Nº4 participaron autoridades educativas distritales y regionales, representantes del Municipio de Zárate, autoridades militares de Base Naval y funcionarios de Tenaris. También acompañaron estudiantes del establecimiento, que se acercaron especialmente para el evento.

“Esta escuela siempre nos genera orgullo: es una de las de mayor trayectoria en GEN Técnico y varios de sus egresados se incorporaron como colaboradores de la compañía, aportando valor a la industria. Acciones como estas demuestran que desde Tenaris apoyamos a la educación no solo con infraestructura, sino con capacitaciones y contenido de calidad”, aseguró Luis Grieco, gerente de Relaciones con la Comunidad de Tenaris.

Mario Pérez, director de la EST Nº4, expresó “que la ampliación era muy necesaria para mejorar las condiciones de estudio de los jóvenes y los docentes”. Además, señaló que una de los nuevos salones será destinado “a un Aula Digital con 40 laptops, pizarra inteligente, software y hardware complementario y mobiliario, para estar a la altura de los avances tecnológicos que se vienen y que nos pondrán a prueba como comunidad educativa”.

Tenaris se encuentra construyendo tres Aulas Digitales más en la región: una en la EST Nº2 de Zárate y las otras dos en la EST Nº2 y Centro Educativo Municipal de Campana (allí tendrán prioridad de uso los estudiantes de la EST Nº1 “Luciano Reyes”).

Una vez en funcionamiento, estos espacios tecnológicos permitirán desdoblar la clase en presencial y remota, garantizando mediante la conectividad el cumplimiento de los protocolos sanitarios y el acceso de todos los estudiantes a la cursada. Además, se podrán realizar capacitaciones, entrenamientos y certificaciones específicas y aprender a través de la realización de proyectos. La Escuela Técnica Roberto Rocca (ETRR) ya anunció que compartirá contenidos para ser abordados en estas aulas.

La EST Nº4 de Zárate ofrece formación en las especialidades de Electromecánica y Automotores. Tiene una matrícula de 600 alumnos, de los cuales el 15% son mujeres.

Junto a esta ampliación, Tenaris está ejecutando obras en otras tres escuelas secundarias técnicas de la región. En la EST Nº2 de Zárate se está terminando un nuevo nivel que sumará cuatro salones al establecimiento, que cuenta con las especialidades de Electricidad, Electrónica y Administración de las Organizaciones. En Campana, la EST Nº1 se prepara para un reacondicionamiento total de su ala de talleres y áreas de circulación. Este establecimiento forma técnicos en Química, Programación, Electrónica y Electromecánica. Por último, en la EST Nº2 -especialidades Electricidad y Maestro Mayor de Obras- se está concluyendo con la reparación del techo, sistema de desagüe del agua de lluvia y mampostería. Todas estas obras implican una inversión global superior a los 100 millones de pesos y beneficiarán a más 2.500 estudiantes.

Además, el Grupo Techint impulsa un Plan de Fortalecimiento de 15 instituciones educativas del país, invirtiendo más de $355 millones de Pesos, para generar condiciones de aprendizaje más inclusivas en sus comunidades industriales, aportando tecnología, capacitación y nuevos espacios educativos. Se busca reforzar la infraestructura, equipamiento, tecnología y conectividad de las escuelas, y crear Institutos de Capacitación Tecnológicos para estudiantes y jóvenes, para mejorar su empleabilidad para la pandemia y  para el día después. #Presentes

Shell Argentina puso en funcionamiento su segunda planta de procesamiento de petróleo y gas en Sierras Blancas, área de la formación Vaca Muerta,  en Neuquén,  lo que permite a la compañía triplicar su capacidad instalada de producción ya que suma 30.000 barriles de petróleo diarios a los 12.000 bpd actuales, totalizando entonces hasta  42.000 bpd.

El presidente de Shell , Sean Rooney, destacó al respecto que  “con esta planta abrimos paso al desarrollo a gran escala de nuestros bloques “, y remarcó que “dar este salto tan importante en el contexto actual refleja que nuestro compromiso por el desarrollo de Vaca Muerta se mantiene firme a largo plazo, más allá de las coyunturas”.

Del acto inaugural participaron además el gobernador de la provincia del Neuquén, Omar Gutiérrez, el ministro de Energía, Alejandro Monteiro, y Alberto Saggese, presidente de la provincial GyP, socia de Shell en los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.

La nueva Central Processing Facility (CPF) puesta en marcha está emplazada junto a la anterior Early Production Facility (EPF), en el bloque Sierras Blancas, y presenta un funcionamiento similar, aunque con el triple de capacidad de procesamiento.  A esta planta se destinará la producción de los bloques que opera Shell Argentina en la zona para su separación, procesamiento e inyección en los ductos de transporte.

Esta realización de Shell Argentina se enmarca en el plan de desarrollo a gran escala que la compañía anunció a finales de 2018 para los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste (CASO), en la ventana de petróleo de Vaca Muerta.  Shell Argentina lleva perforados más de 50 pozos en Vaca Muerta y cuenta con una producción de 15.000 barriles diarios promedio, que le permitió alcanzar el abastecimiento pleno de la EPF a fines de 2020.

 En los próximos años, la compañía perforará un promedio de 30 nuevos pozos anualmente para abastecer la nueva planta y continuar con su plan de desarrollo.

Rooney sostuvo que “este es un momento muy importante para nuestra historia en el país. La obra que hoy inauguramos es parte de la decisión de desarrollo tomada en 2018 que ya está empezando a verse”. “Esta planta es parte de un complejo de 120 pozos, un oleoducto y otra infraestructura para nuestro proyecto de desarrollo en Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste”, describió.

El directivo destacó que “esto es fruto de un trabajo de equipo, bien planificado y ejecutado, en medio de desafíos inéditos. Cuando comenzamos hace más de dos años no podíamos anticipar todo lo que iba a suceder con la pandemia, la caída de la demanda y de los precios y otros asuntos. Pero con más de 100 años en el país, Shell tiene bastante experiencia y capacidad para enfrentar estas situaciones”.

“Los trabajadores que construyeron esta planta fueron más de 3.000, en días pico más de 700 en simultáneo, 99 por ciento mano de obra argentina, trabajando en células, con barbijo, con protocolos especiales por el COVID, y a pesar de todo conseguimos hacer la planta de una manera segura, sin incidentes”, remarcó.

Rooney hizo hincapié en que “es una nueva planta novedosa, con el triple de capacidad de la EPF que inauguramos en 2016, pero con 30% menos de espacio, es decir, con un menor impacto. Es una de las mejores en términos de eficiencia de emisiones”.

“Estamos obteniendo los resultados esperados de los pozos, ganando eficiencia y competitividad a niveles similares a los de Estados Unidos, trayendo experiencias y aprendizajes de esos activos”. comparó.

Y explicó que “el foco en los próximos años está puesto en la perforación de más de 30 pozos anuales para llevar la producción a los 30.000 barriles diarios a fines de este año, más del doble de la cantidad con que arrancamos el 2021, y 42.000 barriles diarios en el año próximo”.

“Hemos hecho inversiones por más de 1.000 millones de dólares en los últimos años, arriba de los 300 millones de dólares por año”, afirmó.

“Pero estos bloques tienen potencial de producir más de 70.000 barriles por día si las condiciones y los precios están dados. Podemos construir otra planta como la que estamos anunciando hoy en el futuro”, enfatizó.

Rooney afirmó al respecto que “esperamos exportar más. Ya hemos exportado 4 buques de crudo Medanito y cada buque está recibiendo mejor precio porque los mercados internacionales están reconociendo la calidad del Medanito”.

A su turno, el gobernador Gutiérrez destacó “la continuidad del desarrollo de la inversión que ha llevado adelante Shell, la convicción que tiene en el potencial de la cuenca”.

“Esta inversión de 80 millones de dólares que está llevando adelante Shell tiene todo un correlato. Es muy importante lo que está haciendo la compañía y ha mantenido firme el rumbo en el medio de una pandemia”.

El mandatario neuquino puntualizó respecto de la evolución de los trabajos en la cuenca que “se está alcanzando niveles de eficiencia muy similares a los de Estados Unidos, innovación en perforación, promedios de 9,2 etapas de fractura. Hay ocho áreas en desarrollo sobre 41 concesiones en Vaca Muerta, tres son de Shell”.

Shell está presente en el país hace más de 105 años, y en el negocio del Upstream en Argentina desde 2012 cuando comenzó la exploración y subsiguiente explotación de reservorios  de petróleo y gas no convencionales en la Cuenca Neuquina.

En la actualidad opera en Vaca Muerta los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo, y mantiene un porcentaje de participación en el bloque Bandurria Sur, operado por YPF, y en Rincón La Ceniza y La Escalonada, operados por Total Energies.

La perforación de pozos para la producción de hidrocarburos en la formación geológica Vaca Muerta (mayoritariamente en territorio del Neuquén) marcó en mayo último un record histórico de etapas de fractura:  1.081 etapas,  512 de las cuales fueron realizadas por YPF, destacó el informe periódico del  Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad CEEPYS.

El informe referido puntualiza además que:

 1.  La producción de petróleo a nivel nacional en abril se ubicó en 502.486 barriles por día, aumentando un 1,1 % con respecto a marzo. Esto representa un aumento del 9 % respecto a abril de 2020, cuando los efectos de la pandemia redujeron dramáticamente el consumo de petróleo.

 2. La producción de petróleo no convencional aumentó 1,9 % respecto a marzo y 53,6 % respecto a abril de 2020, alcanzando los 152.745 barriles por día (bpd).

3.  La producción de gas a nivel nacional se mantuvo estable, descendiendo apenas 0,2 % respecto al mes anterior, y bajando un 2,2 % respecto a abril de 2020, alcanzando los 114,176 millones de m3 por día.

4. La producción de gas no convencional bajó un 2,7 respecto a marzo y tuvo un descenso de 3,5% respecto a abril de 2020, ubicándose en 47,670 millones de m3 por día, lo que representa el 41,75 % de la producción total.

5. La generación de energía eléctrica tuvo un descenso del  11,8 % respecto a marzo, alcanzando los 10.143 GWh. La generación térmica convencional representó el 67 % del total mientras que la generación por ciclo combinado alcanzó el 84% del total térmico. La generación eólica representó el 9,5 % del total y la solar el 1,4 %.

 ANALÍTICO                                                                                        

1. La producción de petróleo de YPF se mantuvo estable, aumentando un 0,2  % respecto a marzo, alcanzando los 236.921 bpd. La producción de petróleo de YPF representa el  47,15 % del  total de la producción nacional, aumentando levemente su participación.

 2. En mayo, Vaca Muerta marcó un record histórico de etapas de fractura ya que se realizaron 1.081 etapas. YPF se mantuvo como Número 1, habiendo realizado 512 etapas de fractura.

 3. La producción de gas en el país y en Vaca Muerta disminuyeron levemente respecto a marzo, aunque YPF, Total y PAE lograron aumentos de producción respecto al mes anterior.  El gas de Vaca Muerta representó el 41,75 % del total.

 4. La producción de petróleo de Vaca Muerta sigue aumentando de manera sostenida y en abril su participación en la producción total aumentó respecto a marzo.  Pasó del 27,77 % al 30,34 %.

 5. La generación térmica sigue siendo la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda en nuestro país, seguido por la hidráulica, aunque la generación renovable casi igualó a la hidráulica en el mes de abril, ubicándose sólo 2 % debajo de aquella.

SITUACION INTERNACIONAL

Los aumentos de producción programados por la OPEP+ llevaron a que la producción de crudo de los países de la alianza entre la OPEP y Rusia y aliados alcanzara los 25,5 millones de barriles por día en mayo de 2021, la mayor producción mensual desde abril de 2020.

 Como resultado, el suministro mundial de petróleo alcanzó un estimado de 95,0 millones de bpd en comparación con la demanda de 96,2 millones de bpd, lo que resultó en una utilización de las existencias mundiales de aproximadamente 1,2 millones de bpd.  Esto se vio reflejado en el aumento del precio del barril.

En su reunión del  1 de junio, la OPEP+ reafirmó su compromiso de continuar con los aumentos de la producción en los próximos meses.  Sin embargo, la EIA supone que el cumplimiento de los recortes de producción establecidos en el acuerdo se deteriorará en la segunda mitad de 2021 y que los países de la OPEP + no recortarán la producción para compensar el aumento de la producción de crudo de Irán.

 La EIA espera que la producción de crudo de la OPEP aumente, con un promedio de 28,7 millones de bpd en el cuarto trimestre y 26,9 millones de bpd para todo 2021.

 3.  La OPEP prevé en su último informe de junio que la demanda mundial de petróleo se acelerará en el segundo semestre, alcanzando los  99,0 millones de bpd, un aumento importante en comparación con 94,1 millones de bpd del primer semestre.  Se espera que la demanda en los países OCDE crezca 3,1 millones de bpd mientras que en el resto de los países crecerá alrededor de 3,0 millones impulsado por China, India y el resto de Asia.

4.  La Agencia Internacional de Energía prevé que la demanda mundial de energía aumente  4,6 % en 2021, más que compensando la contracción del 4 % en 2020 y empujando la demanda  0,5 % por encima de los niveles de 2019.

 Casi el 70 % del aumento proyectado en la demanda mundial de energía se encuentra en los mercados emergentes y las economías en desarrollo, donde se prevé que la demanda aumente un 3,4 % por encima de los niveles de 2019. El uso de energía en las economías avanzadas está en camino de estar 3 % por debajo de los niveles anteriores al  Covid-19.

 5.  Según la Agencia Internacional de Energía, la demanda de todos los combustibles fósiles crecerá significativamente en 2021. Se proyecta que la demanda de carbón por sí sola aumentará  en un 60% más que todas las energías renovables combinadas, lo que provocará un aumento de las emisiones de casi el 5 %, o 1 500 Mt.  Este aumento esperado revertiría el  80 % de la caída en 2020, y las emisiones terminarían solo 1.2 % (o 400 Mt) por debajo de los niveles de emisiones de 2019, indicó el Informe.

El Interventor en el Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, precisó en el Congreso aspectos técnicos y económicos del proyecto de ley que extiende los alcances del Régimen de Zona Fría, que establece tarifas diferenciales en beneficio de quienes habitan zonas o regiones de bajas temperaturas.

En tal sentido, afirmó que “el único criterio utilizado para ampliar el régimen de zona fría (para la facturación del suministro de gas) se basa en la clasificación bioambiental del país definida por la norma IRAM 11603, vigente, que considera datos climáticos de diferentes estaciones del país, brindados por el Servicio Meteorológico Nacional (SMN)”.

Dicho proyecto, que tras la aprobación en Diputados ya está a consideración del Senado de la Nación, evalúa las distintas zonas teniendo en cuenta los Grados Día (GD) para las necesidades de calefacción y clasifica las distintas zonas en base al denominado Grados Día -GD18, obtenido a partir de la sumatoria diaria de la diferencia de grados centígrados promedio para cada día del año, por debajo de los 18 °C.

Así, con temperaturas inferiores a 18°C, se entiende que se requiere de algún tipo de calefacción en la vivienda para lograr el nivel térmico recomendado por la Organización Mundial de la Salud.

En su exposición para explicar aspectos del proyecto, el funcionario detalló que “sobre la base de las mediciones de las distintas estaciones del SMN, y los diferentes GD18 obtenidos, la norma divide todo el territorio de la República Argentina en 6 zonas: desde la Zona I “muy cálida,” hasta la Zona VI “muy fría”. “El proyecto de ley se propone incluir a las zonas IIIa (templado cálido, con aproximadamente 1100 °C/año) y IV (templado frío, entre 1170 y 1950 °C/año).

 Al respecto, aclaró que la utilización de la zona templada cálida, que si bien por su nombre daría a entender que no se corresponde con una “zona fría”, los datos del SMN muestran que existe solo una diferencia de 70 °C/año con relación al menor valor de la zona templada fría.

La norma presenta en la “Tabla B.1 – Competencia jurisdiccional de las zonas bioambientales”, el listado de los Departamentos de las provincias que conforman cada zona/s y subzona/s bioambiental.

El proyecto de ley plantea el beneficio existente para la región de la Patagonia, la región de la Puna y Malargüe, incluyéndolos en las zonas bioclimáticas V y VI (fría y muy fría), con un nuevo plazo de 10 años que otorga previsibilidad. Además, incluye la zona bioambiental IV y la zona IIIa en el beneficio completo, que incorpora localidades y departamentos de 5 provincias. 

La ampliación del régimen vigente para la región patagónica, Puna y Malargüe incorpora a los hogares de otras zonas del país que por condiciones climáticas tienen una importante demanda de gas. “Lo antes indicado pone en igualdad de condiciones a segmentos postergados de la población, mejorando a su vez al régimen para dotarlo de mayor equidad y federalismo”, sostuvo Bernal.  

Del total de los nuevos beneficiarios y beneficiarias que se incorporan con este proyecto y que son aproximadamente 3,15 millones, el 55 % corresponden a fuerzas políticas diferentes a las del Frente de Todos. O sea, 1,7 millones pertenecen a las provincias de Córdoba y Mendoza, departamento General Pueyrredón, Bahía Blanca, Tandil, entre otras.

Entre otras, la medida también comprende a San Nicolás, Olavarría, Junin, Pergamino,  Pinamar, Azul, Tres Arroyos, Coronel Rosales, Trenque Lauquen y 9 de Julio.  

El Interventor sostuvo que respecto de las tarifas para este servicio “se está trabajando en dos dimensiones solapadas”:

Explicó que el proyecto de ley de zona fría en tratamiento “contempla los distintos usos y la distinta intensidad en el uso del gas natural como energético en los hogares. Y ello deriva no de aspectos socioeconómicos, sino de factores estrictamente ambientales, climáticos y de la cumplimentación o no de derechos humanos”.

 Por el otro lado, la segunda dimensión es la socioeconómica, añadió, “el Presidente (de la Nación) pidió expresamente que los subsidios lleguen a quienes tienen que llegar y para eso se está trabajando en conjunto (los entes reguladores, la Secretaría de Energía, el Ministerio de Economía, ANSES, AFIP, SINTyS y RENAPER, entre otras áreas y jurisdicciones del Estado) en la elaboración de una segmentación de perfiles para mejorar y focalizar los subsidios energéticos”.

“El objetivo es priorizar a los sectores más vulnerables y eficientizar la asignación de subsidios. Además, producto del desguace que se verificó durante la gestión anterior de los programas específicos como la Tarifa Social y el Programa Hogar, debe ponerse el foco también en ampliar, no solo la cobertura, sino también el monto del subsidio correspondiente”. 

FONDO FIDUCIARIO

Acerca del fondo fiduciario específico que, desde 2002, financia a quienes hoy tienen tarifa diferencial por zona fría (casi 850 mil usuarios) y su ampliación para cubrir a los nuevos usuarios (3,1 millones), Bernal aseveró que “la ampliación de beneficios prevista en el proyecto de ley puede ser financiada enteramente con una variación del recargo actual de 4,46 %”.

“El fondo fiduciario se creó en 2002 y en ese entonces el recargo sobre el precio del gas en boca de pozo, que se aplica sobre las ventas de gas que se realizan en todo el territorio nacional, era de cuatro milésimos de peso por metro cúbico (0,004 $/m3). Con esa recaudación se financiaban las compensaciones.

En el año 2017, producto del incremento tarifario de la gestión Macri, el fondo fiduciario quedó muy descompensado, ya que los montos de las compensaciones crecieron exponencialmente al ritmo de los aumentos siderales del precio del gas y de la fijación de las tarifas producto de la RTI efectuada”.

Entonces, a fines de 2017, el gobierno de Cambiemos redefinió el recargo para solventar el régimen de zona fría como un porcentaje del precio del gas en boca de pozo, encubriendo un aumento muy importante desde aproximadamente 0,1% (el equivalente de esos 0,004 $/m3) hasta 2,58%.

Con el nuevo recargo, el régimen se autofinanció, aunque a expensas de reducir los aportes directos del Tesoro y cargarle esa diferencia a todos los usuarios y las usuarias del servicio público.

 Posteriormente, y al ritmo de los sucesivos aumentos tarifarios, el recargo debió corregirse al alza (aumentarlo), primero a 2,96% a fines de 2018 y luego a 4,46% en mayo de 2019. Y no solo eso, sino que en cada oportunidad el entonces oficialismo aprovechó para recortar el beneficio de la tarifa diferencial, primero a un 60 % del cuadro tarifario pleno, mientras que en octubre de 2018 al 50 % del cuadro pleno (valor actual).

 Por cierto, el 4,46 % del recargo de 2019 es el valor vigente. Por ejemplo, tomando el caso de un usuario R1 de la subzona tarifaria Buenos Aires Norte (Naturgy BAN), que consuma 20 m3, hoy paga $ 6,68; y en el origen pagaba $ 0,08, lo significa un incremento en pesos de 6,60.  

“Si se tienen en cuenta los precios del gas y la aplicación del régimen tarifario de transición, se requeriría un total de entre 26.000 y 29.000 millones de pesos para fondear el régimen vigente más la ampliación, lo cual podría conseguirse con un recargo del 5,44 por ciento”, refirió Bernal.

Y agregó que “ello así, dado que los 849.965 beneficiarios actuales son cubiertos con 13.029 millones, quedando un excedente de 10.688 millones de pesos; y dado que cubrir la ampliación (3,1 millones de nuevos beneficiarios) requiere un adicional de 15.900 millones, de los cuales 10.688 ya son cubiertos por el citado excedente, quedan solamente por cubrir (recaudar) unos 5.211 millones”.

 Esos 5.211 millones por saldar son precisamente los que aporta el incremento del recargo del 4,46 % actual al 5,44 %. Consecuentemente, el régimen de zona fría seguiría autofinanciándose con lo recaudado por el recargo.

“En este proyecto de ley se propone incorporar más de 3 millones de nuevos beneficiarios, con un incremento de tan solo un punto porcentual, aprovechando el excedente citado para extender el beneficio a 3,1 millones de beneficiarios (cerca de 13 millones de personas o 28% de la población)”, concluyó.

YPF creó la empresa YPF Litio S.A. a través de la cual incursionará en el desarrollo del aprovechamiento de este mineral de alta demanda como materia prima para la producción de baterías de los vehículos eléctricos.

Fuentes de la compañía consultadas por Telam, confirmaron que el directorio de la petrolera aprobó la creación de la nueva empresa que llevará el nombre de YPF Litio S.A, tal la denominación que se gestionó ante la Inspección General de Justicia, lo que permitirá incursionar en un rubro largamente analizado desde la gestión del expresidente Miguel Galuccio, y la de su sucesor Miguel Gutiérrez.

La iniciativa se convirtió en realidad ahora, a partir de la decisión del actual titular de la compañía, el santacruceño Pablo González, quien llevó adelante la creación de la nueva empresa del grupo, como parte de “la necesidad de ir preparándose para acomodar la industria a un nuevo tipo de energías, y hacerlo con una visión de futuro”.

González en la última reunión de directorio planteó que “se tiene que pensar en diversificar el horizonte de negocios” de la compañía lo que se consolida en la creación de la figura societaria en relación al litio, y que permitirá “sumar un horizonte de inversiones para los accionistas”.

“También se cuenta con el acompañamiento de las provincias productoras que están a disposición de YPF y creen que con el liderazgo que tiene en diversos rubros, no solamente la producción, es fundamental para llevar adelante nuevas figuras asociativas que diversifiquen el horizonte de negocios”, explicó.

El propio González aseguró que la iniciativa de creación de la nueva empresa “tuvo el acuerdo del presidente Alberto Fernández y de los gobernadores” de las provincias que cuentan con las mayores reservas de litio del país, entre las que se encuentran Jujuy, Salta y Catamarca.

YPF Litio tendrá así parte de su misión enfocada en el sector extractivo, para lo cual tiene la experiencia necesaria no sólo por la actividad hidrocarburífera que desarrolla hace 99 años sino sobre la base de la división de minería a través de la Compañía de Inversiones Mineras S.A. (Cimsa) que acaba de absorber formalmente hace dos meses.

Pero también avanzará en el proceso de investigación y desarrollo de los procesos variados de industrialización del mineral, lo que incluye la etapa final de producción de baterías de litio para la industria automotriz y de energías renovables, rubros de alto valor agregado para el mineral.

Tal como viene ocurriendo en las grandes petroleras globales, YPF es “la primera empresa de energía integrada del país que ya está pensando en los desafíos que vienen, liderando la transformación energética a través de la utilización de renovables y la investigación sobre otras fuentes como el litio o el hidrógeno”, explicaron en la compañía.

La nueva área de trabajo seguirá la línea ya trazada por YPF Luz en el campo de la generación eléctrica, tanto en la operación de centrales termoeléctricas como en el desarrollo de las energías renovables, en las cuales cuenta con los proyectos eólicos de Manantuales Behr, Los Teros y Cañadón León.

YPF también encabeza el consorcio de investigación y desarrollo del hidrógeno, iniciativa conocida como H2ar mediante la cual convocó a grandes empresas locales para convertir al país en productor a gran escala de hidrógeno obtenido a partir de energías renovables, un elemento clave en la transformación del sistema energético global.

La decisión de YPF va a tono con el objetivo del Gobierno nacional de explotación del litio y su agregación de valor local de carácter estratégico como ventana de oportunidad de desarrollo de la movilidad sustentable, vinculada a la existencia de las reservas de litio en el país.

El presidente Alberto Fernández anunció el 1º de marzo, en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso, el envío de un Proyecto de Ley de Promoción de la Movilidad Sustentable durante el presente año, con la que se promoverá la producción local de vehículos propulsados con fuentes no convencionales.

Ya en noviembre de 2014, bajo la gestión de Galuccio, YPF a través su Y-Tec (YPF Tecnología S.A.) firmó un convenio marco para la creación del Centro de Investigaciones Científicas y Tecnológicas sobre Litio y sus aplicaciones, junto al Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (Conicet), Ia provincia de Jujuy, y la Universidad Nacional de Jujuy (UNJu).

En diciembre de 2016, Y-TEC firmó con la compañía italiana FIB-FAAM y la empresa Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado una carta de intención para avanzar en el estudio de factibilidad de la construcción de la primera planta de celdas de ion-litio de la Argentina, a lo que siguió en 2019 un acuerdo con la provincia de Jujuy para incrementar la cooperación en los desarrollos en torno al mineral.

Ya en la actual gestión de Gobierno, en junio de 2020, el secretario de Minería, Alberto Hensel, admitió el interés en que YPF, en la que el Estado cuenta con el 51% de las acciones, abra una división para desembarcar en el sector minero y asociarse con empresas extranjeras, idea que conversó con el entonces titular Guillermo Nielsen, a través de Cimsa, la firma que la petrolera adquirió en 2013, para proveerse de las arenas silíceas que utiliza para la fractura no convencional.

La Argentina, junto a Bolivia y Chile, pertenece al llamado Triángulo de Litio, en le cual alrededor del 67% de las reservas probadas y cerca de la mitad de la oferta global se concentran en esa zona para atender a un proceso de reconversión tecnológica.

Así, este mineral es considerado el el punto de partida para poner en valor el potencial que tiene el país: la dotación de recursos naturales, las redes de investigación y desarrollo, una industria automotriz con proveedores locales y regionales y una industria química de trayectoria.

CAEM destaca rol de YPF en mercado del litio

El presidente de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), Alberto Carlocchia, consideró “interesante” que YPF explore las oportunidades del litio como hacen otras petroleras a nivel mundial, y dijo que este tipo de iniciativa “se contrapone a las voces que proponen una estatización del litio”.

Carlocchia se refirió de esta manera sobre la reciente creación de la empresa YPF Litio, aprobada por el directorio de la petrolera y anunciada por el presidente de la compañía Pablo González, lo que permitirá a petrolera incursionar verticalmente en toda la cadena de producción y agregación de valor del mineral.

“Que una empresa como YPF explore las oportunidades del litio puede ser interesante”, dijo Carlocchia a Télam, al afirmar que “incursionar en su desarrollo, sería una decisión de su directorio que de hecho, a nivel mundial otras empresas petroleras también han dado este paso”.

“En contraposición a esta noticia que podría ser positiva, han surgido también voces que de confirmarse propondrían una estatización del litio”, contrastó el dirigente empresario.

Carlocchia aludió de esta forma al proyecto de ley que legisladores nacionales anticiparon que presentarán para declarar de “interés nacional” a los recursos existentes de litio.

“Este tipo de noticias generan incertidumbre y dudas en los inversores y pueden hacer que el país pierda su ventana de oportunidad”, dijo el presidente de CAEM.

“Hoy es momento de generar una planificación inteligente que nos ayude a posicionar al país y a maximizar oportunidades”, concluyó Carlocchia.

En el país, se esperan inversiones que alcancen los US$ 470 millones para 2021 en alrededor de 20 proyectos de litio, de los cuales se estima que el 86% de ese monto será destinado a la construcción y ampliación de las plantas que tienen los proyectos en los salares del noroeste argentino.

El 10% de las inversiones se prevé que estarán orientadas a los desarrollos que están en etapa de exploración y el 4% restante al sostenimiento de los emprendimientos.

La demande del mineral es central y creciente en la electrónica, para el desarrollo de las baterías de ion-litio de los teléfonos celulares y las computadoras portátiles, y en la industria automotriz para los nuevos vehículo de propulsión eléctrica que se anticipa será el segmento que multiplicará su demanda,

El litio es un mineral también considerado irremplazable, hasta el momento, en varias cadenas industriales y tecnológicas estratégicas como a militar, la espacial y la satelital, o el las ramas del aluminio, caucho sintético, cerámica, farmacéutica, lubricantes y ampliamente en la del vidrio,.

El proyecto implica una inversión de más 30 millones de pesos, con aportes de la Fundación Hermanos Agustín y Enrique Rocca, destinados a la construcción de cuatro salones a esta institución que tiene una matrícula de más de 1.000 estudiantes.

Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur, recorrió las obras de ampliación de infraestructura que la compañía realiza en la EST Nº2 de Zárate.

Avanza la construcción de cuatro nuevos salones en la Escuela Secundaria Técnica Nº2 de Zárate y Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur, visitó la obra este jueves. Además, dialogó con el equipo directivo y representantes de la institución sobre el impacto que esta ampliación de 210 m2 cubiertos tendrá en estudiantes y docentes.

En ese sentido, Martínez Álvarez aseguró que “la educación será imprescindible para que como sociedad podamos salir adelante luego de la pandemia de COVID-19”. “Argentina necesita enfocarse en los jóvenes brindándoles una educación de calidad y a la altura de los retos que presenta la industria, como la robótica y la digitalización”, agregó.

El presidente de Tenaris para Cono Sur fue recibido por Carlos García, director de la EST Nº2, con quien se interiorizó acerca de los planes que tiene el establecimiento para los espacios que se terminarán a mediados de julio. La construcción de las aulas -cada una tendrá 37 m2, contempla una nueva cubierta, un pasillo conector y una escalera que los unirá con la planta baja y primer piso. Unas vez en funcionamiento, estas cuatro aulas nuevas permitirán una cursada mucho más cómoda tanto para los estudiantes como para el cuerpo docente.

Además, uno de los salones será utilizado para el montaje de una de las Aulas Digitales que Tenaris está construyendo en distintas escuelas técnicas públicas de la zona, y para las cuales la compañía donará 40 laptops nuevas con sus respectivos sistemas operativos, un equipo extra para el docente, pantallas interactivas con conectividad WIFI, sistemas de audio, cámaras web para la transmisión online de las clases, insumos complementarios y mobiliario. Además se hará cargo de los costos de instalación y capacitación al personal de las instituciones beneficiarias.

“Fue una visita productiva donde repasamos el avance de los trabajos y la actualidad de nuestra institución. Esta ampliación nos permitirá sumar un Aula Digital y también trabajar con más espacio y comodidad, evitando juntar comisiones dentro de un mismo salón por falta de espacio”, señaló García.

La obra de infraestructura en la EST Nº2, que se realiza en el marco del programa educativo GEN Técnico, implica una inversión superior a los 30 millones de pesos con aportes de la Fundación Hermanos Agustín y Enrique Rocca.

GEN Técnico es un programa gestionado por Tenaris e implementado por su departamento de Relaciones con la Comunidad, que tiene como objetivo fortalecer la preparación de las nuevas camadas de técnicos en base a las necesidades del mercado laboral industrial. Abarca proyectos tecnológicos, ciclos de capacitaciones a directivos, docentes y alumnos, inversiones en infraestructura y equipamiento educativo, Prácticas Profesionalizantes y el Proyecto Matemática.

La Escuela Secundaria Técnica Nº2 “Cnel. Tomás Espora” forma técnicos industriales desde el año 1953. En la actualidad cuenta con una matrícula de 1.050 estudiantes, de los cuales un 40% son mujeres. Ofrece tres especialidades de formación: Electricidad, Electrónica y Administración de las Organizaciones.

YPF gestionó el arribo de cuatro profesionales de la salud que llegaron a Neuquén para sumarse a la atención de pacientes en medio de la segunda ola de Covid 19.

Se trata de dos médicos y dos enfermeros que se sumarán a los equipos sanitarios de Rincón de los Sauces y Chos Malal, en acuerdo con el Ministerio de Salud de la provincia.

La primera de las profesionales arribó a Rincón de los Sauces, donde fue recibida por autoridades provinciales, directivos del hospital local y funcionarios municipales. El resto se incorporará a la atención en los próximos días.

La ministra de Salud de la provincia, Andrea Peve, agradeció el acompañamiento de YPF y destacó la importancia de la articulación público privada para hacer frente a la pandemia. “En este difícil contexto epidemiológico, el fortalecimiento de los equipos de salud es muy importante, ya que el sistema de Salud continúa día a día realizando su máximo esfuerzo”, concluyó Peve.

Por su parte, la intendenta de Rincón de los Sauces, Norma Sepúlveda, agradeció el aporte y remarcó “que el personal es muy necesario por el agotamiento del recurso humano del hospital”.

A su vez, también llegó a la localidad un vacunatorio móvil aportado por YPF en conjunto con el Ministerio de Salud. El mismo se destinará a cubrir el calendario regular de vacunas, y buscará descomprimir las instalaciones que están abocadas a la campaña contra el Covid-19.

Desde que comenzó la pandemia el año pasado, YPF impulsó múltiples acciones en la región, que incluyeron la instalación de tráileres sanitarios, la donación de freezers para la conservación de vacunas y decenas de computadoras
portátiles que se utilizaron en el programa de vacunación. También se aportaron miles de insumos sanitarios a distintos centros de salud de Neuquén y Río Negro.

El ministro de Interior, Eduardo de Pedro; el secretario de Energía, Darío Martínez, y el gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, suscribieron un acuerdo de regularización de la deuda que la distribuidora provincial de electricidad, Energía de Catamarca SAPEM, tiene con CAMMESA, por energía que se le suministró.

Se trata de 1.163,2 millones de pesos al 30 de septiembre de 2020, de los cuales 208,9 millones serán refinanciados, mientras que los 954,2 millones restantes (equivalentes a 4 facturas mensuales) se destinarán a obras para el desarrollo energético de la provincia, acompañando la producción y el empleo, garantizando el derecho al acceso a la energía eléctrica a los ciudadanos y ciudadanas.

El convenio alcanzado se enmarca en el artículo 87 de la Ley 27.591 de Presupuesto General de la Administración Nacional 2021 y la Resolución 40/2021 de la Secretaría Energía, que establecen un régimen especial de regularizaciones de las obligaciones de pago de las distribuidoras.

La distribuidora mantenía una deuda con CAMMESA que se incrementó a raíz de la pandemia, al crecer considerablemente los promedios de incobrabilidad de sus usuarios en el marco de la emergencia económica, tarifaria, energética, sanitaria y social.

Al respecto, el Secretario de Energía consideró que “esta herramienta nos permite regularizar la situación de las distribuidoras de todo el país con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). De esta manera las distribuidoras, en este caso la de la provincia de Catamarca, podrán regularizar su deuda con CAMMESA, implementar un plan de inversión y realizar las obras necesarias para mejorar su calidad de servicio”, destacó Martínez.

En la reunión, realizada en la sede del Ministerio del Interior, también estuvieron presentes Silvina Batakis, secretaria de Provincias de esa cartera, y Silvana Ginocchio, diputada nacional por Catamarca.

Los Regímenes Especiales establecidos por las Resoluciones de la Secretaría de Energía 40 y 317, en el marco del Artículo 87 de la Ley de Presupuesto 2021, tienen como objetivo normalizar la cadena de pagos , garantizando el derecho al acceso confiable y continuo a la energía eléctrica en todo el país, considerando las características socioeconómicas de los usuarios.

La energética YPF presentó, junto al Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, el nuevo Programa #Ympulso para el desarrollo de proveedores locales con el objetivo de mejorar la competitividad de la cadena de valor nacional, sustituir importaciones, promover la capacitación y recuperar el capital social en las provincias en donde la compañía tiene operaciones.

El Programa #Ympulso busca transformarse en una herramienta eficaz a través del cual YPF buscará fortalecer vínculos con más de 5.000 PYMES en todo el país que forman parte de su cadena de valor, indicó la compañía.

El Programa #Ympulso trabajará en 4 líneas de acción:

. Buscará mejorar la competitividad de las PYMES nacionales a través de la asistencia técnica para que las empresas puedan desarrollar nuevas capacidades y adecuarse a las necesidades del sector.

. Se promoverá un plan de financiamiento e incubación de proyectos que permita potenciar el desarrollo de proveedores locales y los emprendedores.

. Se implementará un programa de capacitación para las empresas con foco en la competitividad y en las perspectivas para la industria en el mediano y largo plazo.

. Se potenciará el rol de YPF como empresa líder para promover la innovación y el desarrollo de la cadena de valor local y regional.

Al respecto, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, destacó que “las cadenas de valor del petróleo y el gas son palancas del desarrollo productivo argentino. Fomentar la creación de puestos de trabajo es el gran desafío que tenemos por delante. Por lo tanto, apuntalar a las empresas que proveen a YPF es fundamental para garantizar más producción y más empleo de calidad”.

Por su parte, el presidente de YPF, Pablo González, afirmó que “este programa constituirá un eje de acción clave para YPF ya que le permitirá desarrollar la cadena de valor nacional, promover el crecimiento de las PYMES locales y
poder obtener bienes y servicios en el país en forma competitiva”.

En el acto de presentación estuvieron presentes Pablo Gonzalez; el CEO de YPF, Sergio Afrronti; Ramiro Manzanal, Director de YPF; Darío Garribia, Gerente de Desarrollo Sustentable de Proveedores; el ministro Matias Kulfas; Guillermo Merediz, Secretario Pyme y Emprendedores, y Ariel Schale, Secretario de Industria, Economía del
Conocimiento y Gestión Comercial Externa.

El Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá, Ignacio Barrios Arrechea, junto al gerente de Aña Cuá, Fabián Ríos, y otros funcionarios, recorrieron la zona donde se ejecutan los trabajos de construcción de la central hidroeléctrica para el aprovechamiento del brazo Aña Cuá, ubicado a 12 kilómetros del vertedero principal de la represa de Yacyretá.

La nueva central estará equipada con tres turbinas tipo Kaplan, con una potencia instalada total de 276 Megavatios, lo que implica ampliar 9 por ciento la capacidad instalada de Yacyretá.

El costo de esta obra ronda los U$ 400 millones y su plazo de ejecución se estimó en 50 meses. La llegada de la pandemia del Covid-19 el año pasado lleva a revisar los plazos de ejecución. “A fines de marzo se inició el hormigonado de nivelación que fijará las bases para la cimentación y construcción de la nueva central que alojará a las turbinas generadoras”, se detalló a E&N.

“La construcción de esta obra no genera impacto ambiental, no se incrementa la superficie del embalse ni se deben realizar relocalizaciones”, se explicó.

La estabilización de paredes laterales, para avanzar en profundidad en la zona de montaje de la planta primaria de hormigón de la empresa Holcim, fue el punto principal del recorrido.

Al cierre, Barrios Arrechea mantuvo una reunión de trabajo con los responsables de obras para conocer los avances, de acuerdo con el cronograma de trabajo establecido. “La construcción no ha parado desde que se iniciaron las obras civiles, en junio de 2020”, se indicó.

Las obras civiles están a cargo del Consorcio Astaldi-Rovella Carranza-Tecnoedil, en tanto que VoithHydro proveerá las turbinas y su montaje.

Se destacó además el estricto cumplimiento de las medidas de bioseguridad por parte de las empresas constructoras y los trabajadores, ante la actual pandemia. Al respecto, se puntualizó que “los trabajos se están llevando conforme a todos los protocolos en materia de prevención del Covid-19”

. La Secretaría de Energía de la Nación estableció una “asistencia económica transitoria”, estimada en $ 950 millones, para las compras de gas natural que realizan 64 subdistribuidoras de todo el país.

A través de la resolución 507/2021 publicada en el Boletín Oficial, se indicó que tal asistencia “consistirá en el reconocimiento del 25% de la facturación que en concepto de compra de gas natural –neto de impuestos- abonen mensualmente las subdistribuidoras”, que fueron  enumeradas en un Anexo de Ia citada norma, “durante el período mayo a noviembre de 2021,  multiplicado por el volumen de gas natural subdistribuido en cada mes”.

La resolución determina además que “para acceder a los beneficios, las subdistribuidoras listadas deberán presentar la documentación respaldatoria suficiente que acredite el precio y el volumen pagado a la distribuidora zonal en cada uno de los periodos” que abarca la medida.

En los considerandos de la resolución, enmarcada en la ley 27.541 de emergencia pública en materia sanitaria, vigente hasta el 31 de diciembre próximo, se hace referencia a que las subdistribuidoras nucleadas en la Federeación de Subdistribuidores de Gas de la República Argentina (FESUBGAS) y el Instituto de Subdistribuidores de Gas (ISGA) presentaron una Nota en marzo último ante el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), informando “su delicada situación financiera, solicitando medidas paliativas para el sector”.

Asimismo, FESUBGAS e ISGA presentaron otra Nota en mayo ante la Subsecretaría  de Hidrocarburos “en la que reiteraron la delicada situación financiera en la que se encuentran,  acompañando un listado de las 64 subdistribuidoras.

En rigor, estas empresas venían reclamando desde su participación en la Audiencia Pública que se realizó en marzo para tratar el tema de las tarifas del transporte y la distribución del gas natural por redes, con vistas a su descongelamiento luego de dos años. Advirtieron sobre su delicada situación económica y financiera en el contexto de la pandemia del Covid 19, y pidieron ser tenidas en cuenta por el gobierno. Se trata en su mayoría de empresas que operan bajo la forma de cooperativas.

“Encontrándose esta Secretaría facultada a dictar todos los actos administrativos que fueren necesarios a efectos de establecer un mecanismo de transición, corresponde en este acto disponer de una asistencia financiera temporal que coadyuve a la continuidad de la prestación del servicio de subdistribución de gas natural”, señala la resolución  507.

Esta decisión resulta complementaria de las modificaciones tarifarias dispuesta a principios de junio para las distribuidoras de gas por redes domiciliarias (VAD, del 6 % promedio) y la decisión de no modificar el cargo por transporte del gas. En cualquier caso lo dispuesto por el Enargas  (organismo descentralizado en el ámbito de la Secretaría de Energía) quedó lejos de las aspiraciones de las operadoras del servicio, en el marco de un esquema de “tarifas de Transición” hasta el 2022, cuando debería definirse una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI).

El Gobierno nacional destinará 1.500 millones de pesos para la construcción del Gasoducto Sur Mendoza, de 50 kilómetros de extensión y dos estaciones de regulación y medición, destinado al suministro de gas al sistema San Rafael-General Alvear mediante una interconexión en alta presión entre el gasoducto GasAndes y la ciudad de San Rafael, con sus correspondientes instalaciones de superficie complementarias.

La obra permitirá abastecer a más de 40.000 usuarios residenciales y promoverá la instalación de pymes e industrias en la zona, se indicó.

El acuerdo para encarar este proyecto fue suscrito en San Rafael por el Secretario de Energía, Darío Martínez, y el intendente local, Emir Félix. También estuvieron presentes en el acto de firma del convenio la senadora nacional Anabel Fernández Sagasti, el jefe comunal de General Alvear, Walther Marcolini, representantes de las cámaras de comercio y cooperativas de ambos municipios, y autoridades del ENARGAS.

Con la firma del convenio entre el secretario de Energía y el intendente de San Rafael se dio un anticipo de la inversión al municipio para que comience con la licitación para la compra de materiales y poder avanzar con el inicio de la obra lo antes posible, destacó Energía.

Al respecto, Martínez explicó que “esta obra era una demanda del pueblo mendocino, para que todos los vecinos y vecinas tengan la misma calidad de servicio vivan donde vivan, y que más pymes y más industrias se puedan radicar en la zona y generar más trabajo”. Se trata de construir una Argentina más federal, con trabajadores que puedan desarrollarse en el lugar que quieran y elijan”, agregó.

Por su parte, la senadora Fernández Sagasti expresó sobre el acuerdo que “es muy importante, tanto para San Rafael como para General Alvear y para toda la provincia. Es una obra muy esperada que varios anunciaron y prometieron y hoy estamos empezando a concretar”.

El intendente de San Rafael, Emir Félix, agradeció “al Gobierno Nacional. Este gasoducto es una obra clave y necesaria para el desarrollo de nuestra región”. Por su parte, el intendente de General Alvear destacó que “esta obra estructural tan esperada y anhelada, potenciará el sistema de gas natural en el sur y nos permite tener una perspectiva de crecimiento económico”.

Desde el Gobierno Salteño resaltaron que han mantenido reuniones con directivos de la empresa Tecpetrol donde les presentaron un proyecto para el desarrollo de una planta piloto en la provincia. El ministro de Producción y Desarrollo Sustentable Martín de los Ríos mantuvo un encuentro con Santiago Gilligan, gerente del proyecto Litio, Lisardo Deleonardis, director de Relaciones Institucionales; y el director general de Hidrocarburos Pablo Guantay.

El proyecto será articulado en una primera etapa piloto donde se probará una tecnología de extracción directa de litio. Según lo informado, los trabajos se proyectan en un tiempo mínimo de 6 meses y máximo de 12 meses, y posteriormente, de obtenerse resultados positivos podría avanzar a una etapa escalable para probarse comercialmente.

El vínculo de Tecpetrol con Salta lleva una trayectoria ligada a los hidrocarburos en el área de Campo Durán, al noreste provincial. La producción salteña explicó aproximadamente el 10% del gas y del petróleo extraído en el país por Tecpetrol durante 2020, principalmente en los pozos Tupambi y Tranquitas de Campo Durán y Sierra de Aguaragüe Santa Rosa.

La incursión de la empresa en el sector minero de la provincia se encuadra en un marco de políticas locales favorables a la inversión y una estrategia empresarial en pos de la Transición Energética. Salta recibió la mejor calificación entre todas las jurisdicciones latinoamericanas evaluadas en el último informe del Instituto Fraser sobre atracción de inversiones mineras. Tecpetrol creó, en el mes de mayo, la Unidad de Negocio de Transición Energética, enfocada en identificar oportunidades y ejecución de proyectos con foco en el hidrógeno para la descarbonización y reconocer nuevas oportunidades en materia de litio y baterías.

El objetivo de esta nueva unidad es generar proyectos de negocio y sinergia entre todas las empresas industriales del Grupo Techint. Cabe resaltar que la trayectoria del Grupo en el sector minero argentino y en el litio en particular, se remonta a la instalación de la planta Fénix en el Salar del Hombre Muerto en la década del ‘90, primera operación de litio en el país. Otra de las empresas del grupo, Tenova, especializada en tecnologías de procesamiento de minerales y captura de CO2 (con expertise en el acero) cuenta con capacidades para la elaboración de productos derivados.

Por último, la energía convencional ofrece sinergias para la operación de litio. El gas y la electricidad constituyen un mínimo del 10% del costo operativo de acuerdo a las operaciones actuales y proyectos en etapa de factibilidad en el país. Este expendio se eleva considerablemente cuando intervienen tecnologías de extracción directa. De acuerdo a la consultora Jade Cove ya existen al menos 45 tecnologías en fase de experimentación en DLE (Direct Lithium Extraction por sus siglas en inglés) y si bien no existen operaciones comerciales en el mundo con tecnología 100% DLE, esta ya se utiliza de manera híbrida en la operación de Livent en Argentina y en varias de las operaciones localizadas en la provincia china de Qinghai. Sustituir la evaporación solar en pozas requiere en muchas de estas tecnologías una fuente energética que acelere los tiempos naturales para la concentración de las salmueras.

GeoPark Argentina y el Centro PyME-ADENEU rubricaron un convenio y a mediados de julio iniciarán el “Programa de colaboración para el desarrollo de la cadena de valor y fortalecimiento de empresas pymes de Plaza Huincul y Cutral Co”.

El ciclo de capacitaciones contemplado en dicho programa será ejecutado de forma conjunta por Centro PyME-ADENEU, organismo dependiente del Ministerio de Producción e Industria, y GeoPark Argentina.

El convenio fue firmado por Facundo López Raggi, ministro de Producción e Industria, en calidad de presidente de Centro PyME-ADENEU y Santiago Cichero, gerente de Activo Sur de GeoPark Argentina, y se establecen como objetivos contribuir, promover y estimular el desarrollo y competitividad de las pymes y emprendedores mediante un plan de actividades de formación y capacitación.

López Raggi manifestó que “el acuerdo con GeoPark es uno de los primeros que firmamos a través del Centro PyME-ADENEU para el desarrollo de proveedores, una línea de trabajo importante para el entramado pyme de las empresas vinculadas a la cadena de valor hidrocarburífera, que son más de 1.200 empresas”.

Señaló que “ojalá todas las empresas operadoras y de servicios especializados tuvieran programas que contemplen a las empresas locales y que pudiéramos trabajar en conjunto en capacitación y asistencia técnica para la mejora de la eficiencia, de la productividad y de la calidad. En definitiva, de la competitividad de cada una de las empresas y de Vaca Muerta”.

GeoPark Ltd. es una firma de exploración de petróleo y gas que concentra su actividad en Latinoamérica con operaciones en Chile, Colombia, Brasil y Argentina.

El ministro de Producción e Industria recordó que, en el marco del impulso a la cadena de valor hidrocarburífera local, “el gobierno provincial tiene hace varios años en práctica la Ley de Compre Neuquino para el sector hidrocarburífero y minero, actualmente la Ley 3032, para la que hemos presentado un proyecto de modificación en la Legislatura, que apunta a ampliar la cantidad de Empresas Certificadas Neuquinas”.

Las capacitaciones del programa a implementar con GeoPark estarán relacionadas a la elaboración de un proceso competitivo robusto, la definición de estrategias comerciales, interpretación de contratos, oferta y demanda (conceptos generales sobre los precios y estrategias de corto y largo plazo), costos, medición de desempeño de proveedores y cómo alcanzar los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) en la industria del petróleo y gas, entre otros.

El programa iniciará en julio y las empresas y personas interesadas en participar de las actividades podrán inscribirse a través del correo electrónico cvh@adeneu.com.ar o a través del teléfono +54 9 2995 48-9619. En la medida que se vayan confirmando las fechas de las actividades y la plataforma para el desarrollo de estas, se irán informando.

El presidente Alberto Fernández recorrió en Godoy Cruz (Mendoza) las instalaciones del Centro de Desarrollo Tecnológico de IMPSA, empresa de tecnología e infraestructura energética que el Estado nacional capitalizó a través de una inversión de 1.362,9 millones de pesos.

Y afirmó “que hoy IMPSA se mantenga de pie es en esencia el resultado del esfuerzo de toda la Argentina, porque el dinero que se invierte desde el Estado nacional es el de todo el país que apuesta a una empresa que se desarrolló en Mendoza, y todos queremos que vuelva a crecer, que se vuelva pujante y que recupere los mercados que ha perdido”, y remarcó la importancia de “mantener en pie una empresa emblemática y de alta capacidad tecnológica”.

La capitalización es una parte vital del Plan de Recomposición de Estructura de Capital de la empresa.
. El Estado nacional inyectará un total de $1.362.900.000 al capital de IMPSA, por lo que su participación accionaria pasa a ser del 63,7%, mientras que el Estado provincial mendocino aportará $454.300.000 (21,2% de las acciones).
. El 15,1% restante permanecerá en manos privadas, correspondiendo un 9,8% al fideicomiso de acreedores y otro 5,3% al fideicomiso de la familia fundadora.

Con la capitalización la compañía buscará consolidar su operación en Argentina y volver a competir en Asia, Europa, África, y América, lo que ayudará a generar las divisas que la economía argentina necesita. Para este año, IMPSA tiene previsto competir para llevar a cabo proyectos en Latinoamérica, Estados Unidos, India y el sudeste de Asia.
Actualmente trabaja en el diseño y la fabricación de las nuevas turbinas de la Central Hidroeléctrica de Yacyretá, en los aerogeneradores del Parque Arauco (La Rioja), en los equipamientos para la Central Hidroeléctrica El Tambolar (San Juan), en los equipamientos para YPF y la fabricación del primer reactor nuclear argentino para generación de energía, el CAREM.
Además se presentó a la licitación para la construcción de la represa Portezuelo del Viento.

YPF Luz finalizó la segunda etapa del Parque Eólico Los Teros ubicado en la localidad de Azul, provincia de Buenos Aires, y sumó 52 MW a los 123 MW de potencia instalada de la primera etapa, en operación desde 2020, alcanzando una capacidad total de 175 MW de energía de fuente renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la necesaria para abastecer 215 mil hogares.

Con una inversión de 235 millones de dólares y 45 aerogeneradores instalados en una superficie total de 3.610 hectáreas, el Parque Eólico Los Teros tiene la capacidad de producir 838 GWh por año y evitar así la emisión de más de 400 mil toneladas de dióxido de carbono.

El parque esta integrado por Los Teros I : 123 MW – 32 aerogeneradores General Electric de 3,83MW cada uno- y Los Teros II: 52 MW –13 aerogeneradores General Electric de 4MW cada uno. Cuenta además con una subestación para conectar la línea de 132Kv entre Tandil y Olavarría.

El CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, destacó que “Hoy el 100 % del Parque Eólico Los Teros esta generando energía, lo cual requirió mucho esfuerzo y compromiso ante el contexto del Covid-19, con grandes desafíos operativos y logísticos”. Y agregó, “La finalización de esta obra nos impulsa una vez más a reforzar nuestro compromiso en invertir en el país y generar la energía que necesita para su desarrollo”.

El Parque cuenta con un factor de capacidad de 55 %, un nivel de eficiencia que supera ampliamente el promedio mundial del 30 %. Se trata del segundo parque eólico de YPF Luz, luego de Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, que en 2020 había alcanzado el factor de capacidad promedio más alto del país.

Desde el Parque Eólico Los Teros, YPF Luz abastece con energía eléctrica a empresas como Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé, Profertil, Holcim, Santander, Ford, Roca, Hyatt e YPF, entre otros.

La falta o al menos la insuficiente provisión de gas a diversos establecimientos industriales registrada en los últimos días derivó en que la Secretaría de Energía e IEASA se abocaran, según se indicó, “desde ayer (martes 1/6) a la noche a pleno para resolver el problema que generó una empresa comercializadora privada de gas que, por inconvenientes contractuales o comerciales, está dejando sin el fluido a sus clientes industriales, algunos de los cuales tenían contratos de provisión en firme y habían pagado por adelantado”.

El secretario de Energía, Darío Martínez, afirmó al respecto que “en un contexto en el cual TGN y TGS le piden a IEASA que baje la inyección desde Escobar y Bahía Blanca por falta de demanda, un operador privado está dejando sin gas a sus clientes industriales”.

Desde la Secretaría no se identificó a la empresa comercializadora. No obstante se indicó que “IEASA nos informó que este operador privado le adeuda U$ 22 millones más otros $ 500 millones, en concepto de compras impagas de gas, y es el mismo operador que semanas atrás vendió y utilizó 18 millones de metros cúbicos del sistema de gasoductos sin la correspondiente inyección por parte de ninguna productora de gas, provocando un desbalance del sistema, y la intervención punitiva del ENARGAS”.

“Junto a IEASA estamos trabajando a pleno para resolver el problema generado por esta empresa privada, que no logra cumplir con los contratos de provisión de gas, y que complica el funcionamiento de parte de la industria, habiendo oferta suficiente en el sistema”, agregó Martínez.

El problema del no suministro fue reflejado en una nota periodística (Econojournal) citando a la empresa Albanessi y “otras”, que habrían advertido acerca del presunto faltante de gas en el Sistema.

El funcionario expresó que “estamos en contacto con la UIA y con varias empresas individualmente, quienes nos han impuesto desde anoche de esta situación, y trabajamos para resolverla, y que la industria no sufra falta de gas para su desenvolvimiento”.

El secretario de Energía explicó además que “estamos trabajando junto al resto de las empresas comercializadoras para que, con provisión de IEASA, puedan abastecer la demanda industrial afectada por el problema que generó este operador privado”.

Martínez adelantó que remitirá al ENARGAS “todos los reclamos recibidos, para que impulse las acciones administrativas que se correspondan con esta situación”.

Si el precio internacional del petróleo se mantiene relativamente estable en torno a los valores actuales (U$ 70 el barril Brent),  YPF,  principal petrolera del país, confía en poder cumplir con su compromiso de no volver a subir en el resto del año los precios de los combustibles que produce y comercializa en el mercado local, donde tiene una participación no inferior al 55 por ciento.

Respaldada en los ingresos por ventas de naftas y gasoils, también confía en poder ejecutar sus planes de inversión 2021/2022 para incrementar su producción de hidrocarburos en yacimientos convencionales y no convencionales.

Ello en el marco de la esperada Ley de Promoción de Inversiones públicas y privadas diseñada por el gobierno para el desarrollo de los recursos de petróleo y gas en  todas las cuencas del país.

Desde el ámbito oficial se indicó que el proyecto está a punto de ser girado por el gobierno al  Congreso de la Nación, y el presidente de YPF, Pablo González,   espera que sea aprobado prontamente.

Además, en lo específico del gas natural, el ministerio de Economía detalló que “en relación a la política energética, se destinaron $ 36.000 millones a la Secretaría de Energía (provenientes del  “Aporte Solidario” dispuesto por Ley para grandes fortunas)  para programas y proyectos a cargo de IEASA. “La firma viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF, en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución“, en el marco del Plan Gas Ar.

Al describir la situación de esta industria, y en particular en el marco de la Pandemia (Covid-19) Gonzalez refirió en declaraciones periodísticas que “en el 2020 la demanda de combustibles cayó hasta  75 % y provocó un parada de inversiones y también un quebranto en YPF de 71 mil millones de pesos, que complicó las inversiones previstas para el primer trimestre del 2021”.

Durante varios meses se trabajó (con la secretaría de Energía)  en un proyecto de promoción de actividades hidrocarburíferas  para alentar inversiones en el sector. El proyecto fue revisado por el ministerio de Economía, y ya está a consideración del Presidente Alberto Fernnandez, para su remisión al Parlamento.

 El directivo dijo tener un “moderado optimismo” en que el sector pueda desarrollar su actividad a pesar del contexto de pandemia, considerando además que “se acaba de alcanzar un importante acuerdo salarial y operativo-laboral con los sindicatos (de base y jerárquicos) hasta mediados de  2022.

 “Esperamos poder recuperar producción, principalmente en el Golfo San Jorge, considerando que el  70 % de la matriz productiva de YPF es todavía Convencional,  y también avanzar con el desarrollo de nuestra producción No Convencional”, refirió.

Ejes del proyecto

Dará ventajas comparativas para que las empresas inviertan.  Los aspectos del proyecto ya habrían sido puestos a la consideración de las petroleras privadas, que optaron por el bajo perfil.

Habrá dos tipos de incentivos:  por el incremental de producción,  y para proyectos específicos de producción que presenten las empresas al Poder Ejecutivo.

El monto de inversión mínima exigida para acceder a la promoción será más bajo en el Convencional.  Aproximadamente la mitad del monto aplicado al No Convencional, que sería de U$ 300 millones.

Se premiará el almacenamiento subterráneo de gas natural  (permite retener los excedentes de producción del  verano) para su uso en invierno y reducir así la importación de GNL y la salida de divisas.

Las empresas productoras tendrán la posibilidad de acceder al mercado de cambio y a la exportación de excedentes.

Se alentará el desarrollo de proveedores locales (Pymes) .

El proyecto de ley garantiza más producción local, con lo cual los protege de que se trasladen los precios internacionales al bolsillo de la gente.

Acerca de los combustibles         

Mientras tanto, el barril del crudo Brent está entre 69 y 70 dólares, que es el precio de referencia que tienen las empresas petroleras en Argentina.

En declaraciones periodísticas González describió que  “a ese precio en la Argentina debería comercializarse la nafta a 1,40 dólar el litro, con un aumento de 40 por ciento, algo que no queremos . Por eso asumimos el compromiso de aumentar tres veces hasta fin de año (marzo-abril-mayo)  totalizando 28,1%, es decir por debajo de la inflación prevista en el Presupuesto” (29%).

El Directivo refirió que  “YPF  vende  el 55 % del combustible que se consume en la Argentina, y por el resto la mayoría de las empresas tienen que importar crudo.  Ante la imposibilidad fáctica de trasladar ese aumento lineal al surtidor surgió la alternativa de un acuerdo de comercialización entre refinadoras y comercializadoras para sostener un precio interno de 55 dólares para el barril”.

Para ello YPF buscará vender un poco más a las refinadoras,  y habrá ventajas comparativas a nivel impositivo, con prórroga del Impuesto a los Combustibles Líquidos. Que acaba de disponerse  hasta el inicio de diciembre, también pensando en desalentar la inflación.

Transición

En otro orden, y acerca de las perspectivas de YPF en la transición energética, González destacó los proyectos desarrollados en  energías renovables a través de YPF Luz, en particular los eólicos (por caso Manantiales Behr) , “y ahora hemos creado YPF Litio, un tema que hemos conversado con los gobernadores” de las provincias que alojan ese recurso.

“Hay que ir preparándose para acomodar la industria a este tipo de energías, tener una visión de mediano y largo plazo, pero ahora lo prioritario es el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos”, remarcó.

SM

Excelerate Energy Argentina anunció que el buque regasificador Exemplar comenzó a operar en el Puerto de Ingeniero White, Bahía Blanca, de acuerdo con lo previsto al adjudicársele el servicio en la licitación pública internacional. El barco de Excelerate Energy estará operativo durante el periodo invernal, precisamente por 98 días, para poder satisfacer la demanda de gas ante el aumento del consumo habitual para esta época del año y garantizar de esa forma la seguridad del abastecimiento del fluido tanto en hogares como en industrias, indicó la compañía.

El Exemplar tiene una capacidad de regasificación de 17 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, lo que le permite al país contar con energía limpia y económica generando ahorros de divisas ante la opción de consumir combustibles líquidos más caros y contaminantes.

El regreso del buque de Excelerate se produce después de que la empresa ganara una licitación internacional para el servicio de regasificación en la terminal de Bahía Blanca, para operar durante el pico invernal. Excelerate desarrolló la primera terminal de importación de GNL de Sudamérica en 2008 en Bahía Blanca y también opera en el Puerto de Escobar desde 2011.

Al respecto Gabriela Aguilar, gerente general de Excelerate Energy en Argentina afirmó que “la decisión técnica de contar con un buque regasificador para el invierno se ajusta a las tendencias del mercado global en la que países exportadores netos, como Estados Unidos, Egipto y Emiratos Árabes, deciden importar GNL para sus picos de consumo y generar ahorros importantes”.

En este sentido se afirmó que “la mayor oferta de gas natural en los últimos años posibilitó a la Argentina reemplazar consumos de combustibles líquidos más caros y contaminantes que el GNL. De esta forma, el país generó un ahorro estimado en U$ 13 mil millones desde 2008 y redujo en 9,5 millones de toneladas sus emisiones de CO2 entre 2016 y 2020 al utilizar el servicio de regasificación”.

La Secretaría de Energía de la Nación activó a través de IEASA varias rondas licitatorias para la compra de GNL, en volumenes finales que seguramente serán superiores a los proyectados a principios de año, cuando se estimaba que en este otoño e invierno habría de contarse con volúmenes mayores de gas natural local producidos en el marco del antPlan Gas Ar . La extensión de conflictos sociales en Neuquén durante abril complicó las operaciones en los yacimientos y retrasó la producción.

El director comercial y vicepresidente de Excelerate Energy, Daniel Bustos, se manifestó “entusiasmado con nuestro regreso a Bahía Blanca para poder continuar nuestra asociación con YPF e IEASA y ofrecer una solución energética que sea flexible, económica y amigable con el medio ambiente durante un período crítico de máxima demanda como es el invierno” y añadió: “confiamos en que el Exemplar pueda funcionar nuevamente con nuestra tripulación argentina y acompañar el camino hacia la transición energética del país”.

El sector de las estaciones de servicio volvió a tener una baja en los volúmenes vendidos durante el mes de abril.

A casi 15 meses desde la llegada del Covid-19 al país, las estaciones de servicio siguen sintiendo el golpe producto de las limitaciones que han debido disponerse a la circulación, y el cambio radical de hábitos que trajo consigo la pandemia. Consideran en esto los efectos de una menor actividad en sectores ligados al turismo y a la gastronomía.

Las ventas siguen sin recuperar los volúmenes de comienzos del 2020 y oscilan en un vaivén que lleva incertidumbre al sector.

En abril, las ventas de combustibles mostraron una caída del 0, 9 %, que se vio atenuada por el momento estable del gasoil (+ 0,4%) pero se sintió con mayor fuerza en las naftas (- 1,2%), producto del comienzo de las medidas para contrarrestar la propagación del virus.

Así lo muestra el informe mensual elaborado por la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.

 Estos valores, sin embargo, muestran una parte del comienzo de las medidas de aislamiento preventivo dictadas por el gobierno, que comenzaron a finales de abril y se extendieron por todo mayo, por lo que la caída de ventas de este mes puede ser más profunda. Los empresarios expendedores relativizan la incidencia del factor “precios” en el menor volumen de naftas y gasoils vendidos.

Los datos muestran además una caída sostenida desde el pico en la recuperación que se vio en el mes de diciembre y que había ilusionado con un mejor panorama para el sector.

Entre diciembre del 2020 y abril del 2021, las ventas de naftas cayeron 7,1%. El gasoil, empujado por la cosecha del campo y el transporte de pasajeros y productos, se mantuvo estancado aunque con una ligera caída del 0,9%. Combinados, el volumen de los combustibles cayó 3,8%.

Los valores muestran además que está lejos de recuperar los volúmenes de venta pre pandemia. Las naftas se encuentran 18,7% por debajo de febrero 2020, el último mes donde no hubo restricciones por Covid-19.  En el caso del gasoil la caída es del 5,2% y en conjunto, ambos combustibles se encuentran 11,8% por debajo de los niveles de hace 14 meses.

Otro dato interesante que arroja el estudio es cómo han variado las caídas en los volúmenes de venta en todo el país.

El caso más fuerte es la provincia de Formosa, donde en abril de 2021 se vendió 30,2% menos combustible que en febrero 2020. Le siguen la Ciudad de Buenos Aires (-22,9%),  La Rioja (-21,3%) y la provincia de Buenos Aires (-17,9%).  Apenas un puñado de provincias pudieron recuperar los valores anteriores a la pandemia, con Tierra del Fuego a la cabeza (+23,4%), Misiones (+ 3,9%) y Jujuy (+ 3,5%).

“Los números siguen mostrando que atravesamos una situación de estancamiento en los volúmenes de ventas, que ni en los mejores momentos (mayo a diciembre del 2020) lograron recuperarse del impacto negativo de las bajas ventas por la falta de circulación.

En abril  se vio una ligera caída, en la que seguro tuvo algo que ver ese puñado de días del aislamiento. Nuestra preocupación ahora pasa por mayo, donde esperamos datos de una caída más pronunciada”, explicó Gabriel Bornoroni, presidente de CECHA.

“Necesitamos que esto se tenga en cuenta. Sin un salvavidas no llegamos al final de la pandemia”, expresó el dirigente empresario en alusión al pedido de REPROS y de baja de impuestos al rubro.

El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los cuadros tarifarios de transición para las Licenciatarias de Transporte y Distribución de gas por redes, con vigencia a partir de junio (desde su publicación en el Boletín Oficial), cuyos impactos en factura “promedian el 6 % para los usuarios residenciales del servicio de gas por redes, en tanto que para los usuarios del servicio general P (PyMEs y comercios) la adecuación ronda -también en promedio- el 4 %”, indicó el ENARGAS. 

Esta decisión forma parte de la “adecuación tarifaria prevista en los Regímenes Tarifarios de Transición (RTT)”, y se enmarca “en el proceso de renegociación de la Revisión Tarifaria Integral dispuesto por el Decreto 1020/20”, destacó el Organismo. 

Las modificaciones tarifarias fueron dispuestas a través de las Resoluciones ENARGAS 149/21; 150/21; 151/21; 152/21; 153/21; 154/21; 155/21; 156/21; 157/21; 158/21; y 159/21, que detallan los respectivos cuadros de transición para cada empresa, tras dos años de congelamiento tarifario.

El ENARGAS afirmó que “las Tarifas de Transición cubren los gastos en operación y mantenimiento, así como las inversiones en seguridad y confiabilidad del servicio por parte de las prestadoras durante el año 2021”.  

Un comunicado del ENARGAS destacó que “la Intervención del Organismo, encabezada por Federico Bernal, recibió a través del Decreto 278 de marzo de 2020, el mandato de realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evaluara los aspectos regulados por la Ley 27.541 en materia energética”.

“Dicho estudio logró demostrar, lo que fue receptado por el Poder Ejecutivo Nacional, que las tarifas provenientes de las revisiones tarifarias integrales de ambos servicios públicos no han sido justas, razonables ni asequibles en los términos de lo establecido por la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas), señaló el Organismo.

Y describió que “así, el 17 de diciembre de 2020, el Poder Ejecutivo Nacional, mediante el Decreto 1020, determinó el inicio de la renegociación de la RTI en los términos allí expuestos en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley 27.541 y puso, en síntesis, en cabeza del ENARGAS llevar adelante dicho procedimiento”.

El Ente describió que “el nuevo régimen tarifario para el quinquenio del servicio de gas natural surgirá en la oportunidad pertinente, luego de suscriptos los Acuerdos Definitivos de Renegociación en los que se determinen sus pautas y cláusulas correspondientes. Y consideró que “en las adecuaciones tarifarias transitorias que correspondan, se deberá propender, en este período de transición y emergencia sanitaria, a garantizar la continuidad de la normal prestación de los servicios”. 

Al respecto, el interventor Bernal señaló que “fue la decisión del Presidente de la Nación de suspender la RTI de Macri, y con ella sus ajustes previstos, lo que evitó que hoy millones de hogares pagaran un 135 % más por este servicio público. A partir de la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios de transición, la actualización promedio para usuarios residenciales y usuarios PyMEs será, en promedio, inferior a 6 %”. 

Y agregó que “dicho de otra forma, con esa decisión, se logró un abaratamiento del servicio público del orden del 55 % respecto de lo que hubiera surgido de mantener vigentes las tarifas de la gestión anterior”.  

Si se mantiene el consumo constante, las facturas de gas de los usuarios residenciales y comerciales tendrán una adecuación de solamente un dígito, en lugar de más que duplicarse, consignó el Ente.

El lunes 31/5 el gobierno publicó los decretos 353/2021 y354/2021 referidos a la puesta en vigencia del Régimen Tarifario de Transición para las compañías Transportadoras, y las Distribuidoras de gas natural, respectivamente.

Lo que resolvieron el Ministerio de Economía y el Enargás esta muy distante de lo que solicitaron estas empresas en las audiencias públicas convocadas por el Ente Regulador en marzo.

Mientras que las Transportadoras TGN y TGS no acordaron criterio ni montos para las tarifas de transición,  las distribuidoras signaron un acuerdo con las autoridades, con el compromiso de avanzar hacia una nueva Revisión Tarifaria Integral en 2022.

Los Acuerdos Transitorios de Renegociación han sido suscriptos individualmente por las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de Gas Natural  CAMUZZI GAS DEL SUR, GASNOR; DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA., DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, LITORAL GAS; CAMUZZI GAS PAMPEANA;  METROGAS;  NATURGY BAN y GAS NEA, con el ENARGAS y con el  Ministerio de Economía.

El gobierno publicó en un suplemento del Boletín Oficial los decretos 353/2021 y 354/2021 referidos a la puesta en vigencia del Régimen Tarifario de Transición para las compañías Transportadoras, y las Distribuidoras de gas natural, respectivamente, luego de dos años de congelamiento.

En las próximas horas serán publicadas las resoluciones que definen los ajustes en los cargos tarifarios que cobran estas empresas.  Se estima que para el caso de las distribuidoras el VAD (valor agregado de distribución) promediará el 6 por ciento, y que el cargo para las transportadoras no tendría variación por ahora.

En cualquier caso, lo que resolverán el Ministerio de Economía y el Enargás estará muy distante de lo que solicitaron estas empresas en las audiencias públicas convocadas por el ente regulador en marzo.

Esto, en el contexto de vigencia de la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la “Emergencia Pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social”.

El artículo 2° de la norma citada insta a “reglar la reestructuración tarifaria del sistema energético con criterios de equidad distributiva y sustentabilidad productiva y reordenar el funcionamiento de los entes reguladores del sistema para asegurar una gestión eficiente de los mismos”.

El artículo 5° de dicha Ley facultó al Poder Ejecutivo Nacional a mantener las tarifas de gas natural bajo jurisdicción federal y a iniciar un proceso de renegociación de la RTI vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas) “propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias”.

Mientras que las Transportadoras TGN y TGS no acordaron criterio ni montos para las tarifas de transición,  las distribuidoras signaron un acuerdo con las autoridades, con el compromiso de avanzar hacia una nueva Revisión Tarifaria Integral en 2022.

Los Acuerdos Transitorios de Renegociación han sido suscriptos individualmente por las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de Gas Natural  CAMUZZI GAS DEL SUR, GASNOR; DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA., DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, LITORAL GAS; CAMUZZI GAS PAMPEANA;  METROGAS;  NATURGY BAN y GAS NEA, con el ENARGAS y con el  Ministerio de Economía, ad referendum del Poder Ejecutivo Nacional.

Los decretos ahora publicados “instruyen” al Jefe de Gabinete de Ministros a realizar las modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a los fines dispuestos” en la propia norma. Ocurre que el Estado subsidiará parte de la movida tarifaria en  estos servicios.

COMBUSTIBLES

En otro orden, el gobierno también publicó el Decreto 352/2021 referido al rubro Hidrocarburos, disponiendo una nueva postergación del ajuste periódico del Impuesto a los Combustibles Líquidos (naftas y gasoils) y las dióxido de carbono,  que se debían actualizar cada tres meses en base a la evolución del IPC (del INDEC).

En la actualidad, conforme a la modificación dispuesta por el Decreto 245/2021, se encuentra postergado el 62 por ciento del incremento derivado de la actualización de dichos impuestos correspondiente al cuarto trimestre del año 2020, hasta el 20 de junio de 2021, inclusive.

Esta vez, se establece una nueva prórroga de las actualizaciones trimestrales del ICL y al CO2 del 2021, hasta el 1 de diciembre de este año, fecha en la cual entrarían en vigencia.

“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” argumenta el decreto, procurando aportar a una menor inflación.

Fundación Pampa, en alianza con las municipalidades de Cutral Có y Plaza Huincul, realizarán cinco cursos para desarrollar perfiles con potencial de ser requeridos para el desarrollo del Plan Gas.Ar: auxiliar cañista, auxiliar de mantenimiento mecánico, auxiliar electricista y conexionista, ayudante de instrumentación y ayudante soldador.

Los cursos serán realizados por 105 personas que sumarán un total de 298 horas de formación (222 teoría y 76 práctica). Los mismos serán facilitados por profesionales de la Fundación Potenciar, una organización neuquina con más de 10 años de trayectoria en programas de formación profesional.  

De la presentación realizada de manera virtual esta mañana participaron José Rioseco, intendente de Cutral Có, Gustavo Suarez, Intendente de Plaza Huincul, y Pablo Díaz, director de la Fundación Pampa Energía.

“Es muy importante que nuestros vecinos puedan capacitarse en estos temas, porque que son los que necesitan las empresas de la zona. Este fue un trabajo en conjunto muy importante y por eso le agradecemos a Pampa y a todas las personas involucradas” aseguró Rioseco

“Le agradecemos a Pampa por esta iniciativa que hoy estamos presentando, porque desde el municipio ponemos mucho esfuerzo para que nuestra gente pueda ser formada y capacitada en este tipo de oficios”, afirmó Suarez.

Por último, Pablo Díaz dijo: “nos complace estar hoy lanzando estos cinco cursos de oficios, que no solo contribuyen a la formación profesional de más de 100 personas de Cutral Co y Plaza Huincul, sino que además nos permite contar con personal calificado para los requerimientos del negocio.

La Fundación Pampa Energía fomenta la de educación y el empleo decente a través del desarrollo de cursos de oficios de perfiles laborales demandados por las comunidades en donde opera Pampa, apostando a que las personas puedan sumar herramientas que aumenten sus oportunidades de empleabilidad.

Por Alejandro Einstoss y Julian Rojo

El mes de mayo de 2021 encuentra al sector energético con un congelamiento de tarifas de más de 24 meses de extensión y con costos energéticos que marchan al ritmo de la inflación. Esta situación aceleró el crecimiento de los subsidios energéticos, que crecen al 40% respecto al 2020.

El riesgo que implica esta dinámica es que se torne difícil de manejar en un contexto socioeconómico sin margen para errores adicionales ni de financiamiento fiscal.

Los subsidios acumulados a mayo de 2021 alcanzan los USD 6.819 millones con presiones al alza impulsada por:

1) los mayores consumos del pico de invierno;

2) el aumento de las importaciones tanto en volumen, para cubrir el derrumbe de la producción local de gas natural (-10% anual), como en precios; y

3) en particular, por la continuidad del (semi) congelamiento de los precios de la energía.

Los subsidios eléctricos son los que se llevan la mayor parte a través de CAMMESA. Debido a que los costos de generación en los últimos 24 meses crecieron 120%, mientras que el precio promedio que paga la demanda solo lo hizo el 19%, (incluida la Resolución 131/2021 que comenzó a aplicarse en el mes de abril y sin la cual hubiese aumentado por debajo del 4%).

De esta forma la cobertura de subsidios pasó del el 28% en abril 2019, a superar el 60% en abril de 2021. Lo anterior se traduce en mayores transferencias a CAMMESA que, anualizadas, alcanzan los USD 4.900 millones, y crecen un 32% anual.

Las tarifas eléctricas del AMBA con atraso del 85%

Los aumentos publicados por el ENRE el viernes 30 de abril, recomponen los márgenes de las empresas de distribución de EDENOR y EDESUR a partir del primero de mayo de 2021. Esto representa una mejora del 21% en sus ingresos aunque no tiene impacto alguno en el precio de la energía. Por otra parte, un aumento en el precio de la energía del orden 40%, que tendría un impacto en factura final de alrededor del 20% adicional y que permitiría cumplir con los subsidios previstos en el presupuesto nacional 2021, debe descartar por el momento.

Las tarifas de EDENOR y EDESUR, congeladas por casi dos años, presentan un atraso del orden 108%, en función de los índices de actualización previstos en la revisión tarifaria del 2017. Por lo tanto, aun después del aumento que recompone los márgenes de las Distribuidoras, el atraso tarifario supera el 85%. y mantiene la incertidumbre en relación con el futuro de las inversiones y calidad de servicio.

Esta situación genera además una enorme disparidad tarifaria entre el AMBA y el resto del país, que hace que un usuario del interior pague en promedio, casi un 80% más que uno en el AMBA, una diferencia que no puede justificarse por la escala económica de prestar el servicio de distribución en el centro urbano mas grande del país.

El Gas natural

La situación que se plantea en el sector del gas natural es similar a la de la energía eléctrica. Los aumentos que se anuncian entorno al 7% para residenciales y 4% para la industria corresponden a recomposición de márgenes de distribuidores y transportistas. Sin embargo, estos aumentos aún no han sido reglamentados.

La recomposición de los márgenes regulados representa aproximadamente el 30% de la factura final e implicarán aumentos del 20% en los ingresos de las empresas de servicios que, aun así, también mantendrán un atraso tarifario superior al 80%.

La Secretaría de Energía ha señalado en su informe para las Audiencias Públicas que el 56% del costo del gas destinado a satisfacer la demanda abastecida por las distribuidoras está a cargo del Estado Nacional y que esta situación implica un costo fiscal de $110.000 millones y una necesidad de partidas adicionales no previstas en el presupuesto 2021 del orden de los $52.000 millones, equivalente a un incremento del 40% respecto de las partidas previstas en el presupuesto original.

Por otra parte, la Secretaría señala con precisión que el aumento requerido en el precio del gas es del 42%, lo cual implica aumentos adicionales en la factura del gas en torno al 20%. Al igual que en el caso de la energía eléctrica, esto es poco probable en un escenario de cuarentena y con calendario electoral.

La Discusión relevante es sobre la tarifa social

En el actual contexto económico y social la discusión relevante debería pasar por cómo se reduce el peso de los subsidios en las cuentas públicas (inevitable en un programa de orden macroeconómico) de manera equitativa y socialmente aceptable.

Los límites impuestos por la coyuntura implican la convivencia, en el corto/mediano plazo, con altos niveles de transferencias al sector energético, sin embargo, la discusión es cuándo y de qué forma se comienza a implementar un régimen de subsidios que siga dos principios:

1) que reduzca, o al menos no profundice, el esfuerzo fiscal; y

2) que contemple las diferencias en los ingresos de los hogares y su situación socioeconómica. Una tarea nada menor.

El obstáculo más inmediato es que en nuestro país existen restricciones normativas y regulatorias explicitas en la aplicación de tarifas diferenciales según la capacidad de pago o patrimonial. Tanto las leyes que regulan la prestación de los servicios públicos de gas natural como de energía eléctrica son claras al respecto: “En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un consumidor o categoría de consumidores podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros consumidores.”

Sin embargo, se cuenta con un mecanismo en vigencia que además de cumplir con las recomendaciones en términos de buenas prácticas en la materia, ha mostrado un desempeño eficaz: la Tarifa Social.

La tarifa social es el mecanismo vigente que, mientras cumple la regulación, identifica y focaliza el universo de usuarios vulnerables a través del sistema SINTyS y ANSES, en base a criterios objetivos: ser titular de programas sociales, jubilado o pensionado con haberes mínimos, aquellos que reciben seguro por desempleo, o certificado de discapacidad, entre otros.

Este mecanismo implica descuentos en bloques de consumo de energía, e incluye criterios de exclusión del beneficio a partir de cruces con los registros de propiedad inmueble, automotor, embarcaciones de lujo, etc.
Sin dudas es un mecanismo de focalización perfectible en vistas a evitar errores de inclusión y exclusión. Sin embargo, es el instrumento disponible e inmediato que permite transformar ineficaces y opacos subsidios a la oferta en subsidios a la demanda focalizados en quienes lo requieren.

La tarifa social puede y debe mejorarse, por ejemplo, mediante la implementación complementaria de otros mecanismos de focalización como la Comprobación Previa de Medios de Vida de los solicitantes, georreferencias o criterios catastrales.

Elspec es líder mundial en el mercado eléctrico y brinda soluciones completas para la medición y análisis de la calidad eléctrica.

Los productos de la línea BlackBox son los primeros desarrollados comercialmente para el registro y almacenamiento oscilográfico continuo, permanente y sincronizado de variables eléctricas. Su plataforma de productos permite implementar el monitoreo permanente de la calidad de la energía en redes de transmisión y distribución en sistemas industriales y comerciales y es además una valiosa herramienta no solo para analizar eventos en detalle, sino también para establecer las causas que les dieron origen.

Junto con la experiencia de Computec SRL, se ha logrado una exitosa conjunción de virtudes y capacidades.
Computec SRL cuenta con una elevada capacidad técnica y teórica en medición, registro y análisis de fallas al haber diseñado, desarrollado e instalado durante años este tipo de equipamiento.

Recientemente Computec SRL completó con éxito la instalación de un Registrador de Fallas Elspec modelo BlackBox G5DFR en el Parque Solar Cafayate de 85 MW, junto con el software de Gestión Energética Sapphire.

El mismo posee características de Registrador de Fallas, Analizador de Calidad de Energía y de PMU (Unidad de Medición de Fasores). Realiza una transmisión continua de Sincrofasores a CAMMESA con una tasa de envio de 50 frames /seg., cumpliendo con las especificaciones técnicas requeridas.

El equipo almacena permanentemente a 1.024 muestras/ciclo la información de todos los canales adquiridos gracias a su algorítmo de compresión PQZIP, pudiendo ser posteriormente analizada en cualquier instante de tiempo.
El software de Gestión Energética Sapphire con su módulo de investigación presenta gráficamente: tendencias, osciloperturbografía, armónicos, histogramas, listas de eventos, cuadros de resumen y resúmenes estadísticos de los parámetros almacenados. El usuario puede analizar sags/dips, swells, interrupciones o cualquier otro tipo de incidentes.

El registrador ha demostrado ser una ayuda invalorable para la operación e identificación del estado de la red. Además, Computec SRL provee equipamiento, en alquiler, para campañas de registro de medición y brinda servicios de contraste de equipos de medición eléctrica y ensayos de relés de protección.

Ofrece también Consultoría en

. Medición de Energía
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Entre los productos ofrecidos cuenta con una línea de Routers inalámbricos de tipo industrial marca NavigateWorx, Dual SIM con excelentes prestaciones.

Ing. Gonzalo Estivariz
+54 9 (345) 4018550       
gonzaloe@computecsrl.com.ar
www.computecsrl.com.ar

Las producciones de petróleo y gas anotaron bajas interanuales en el primer trimestre de este año versus 2020, en tanto que aumentaron las exportaciones de crudo y las ventas internas de naftas y gasoils, informó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.

La producción de Petróleo total país del primer trimestre del año fue de 7 millones de metros cúbicos , es decir 78.228 m3/día, un 4,6 % menos que el mismo trimestre del año anterior, que fue de 82.039 m3/día, según datos detallados por el IAPG.

Asimismo, la producción No Convencional de Petróleo, creció  14 % en este año,  alcanzando los 22.848 m3/día, contra los 19.963 m3/día correspondiente al año 2020.

La producción de Gas Natural total país correspondiente al año 2021 alcanzó los 10,4 miles de millones de m3, es decir 115 millones de m3/día, un 10 %  inferior a lo producido en el año  anterior que fue de 128,2 millones de m3/día.

También la producción No Convencional de Gas decayó 14 %, alcanzando los 4,3 miles de millones de m3, es decir 48,3 millones de m3/día contra los 56,2 millones de m3/día registrados en el año anterior. La perforación cayó 17 %, 149 pozos terminados, contra 180 pozos perforados en el año 2020.

La elaboración (procesamiento) de petróleo bajó 2 %, se elaboraron 6,78 millones de m3 este año, contra 6,92 millones de m3 del año pasado.

Las ventas de Motonaftas (Súper + Ultra) en el primer trimestre de 2021 fue de 2,16 millones de m3 , un 1,9 % más respecto al año mismo periodo del 2020, que fue de 2,12 millones de m3 , mientras que la venta de Gas Oil registró un alza de 3,6 % con 2,87 millones de m3 vendidos al mercado contra 2,77 millones de m3 vendidos el año pasado.

Por su parte el expendio de GNC tuvo una caída del 1,8 %, registrando 540 millones de m3 este año contra 550 millones de m3 del año anterior.

 Las importaciones de Gas Natural crecieron casi 18 %, 1,43 miles de millones de m3 importados durante el primer trimestre 2021, mientras que en el año pasado se importaron 1,2 miles de millones de m3. No se registraron importaciones de Petróleo en ese periodo de ambos años.

Las exportaciones de Petróleo aumentaron este año 37 %, y alcanzaron los 511.652 m3 , mientras que en el año pasado fueron 373.809 metros cúbicos, detalló el IAPG.

El gobierno Nacional, a través del Ministerio de Desarrollo Productivo, y el gobierno de la provincia de Mendoza, capitalizaron la empresa IMPSA con un aporte total de U$ 20 millones y ahora el Estado nacional pasó a ser accionista mayoritario de la compañía industrial metalúrgica especializada en la producción de equipamiento energético.

El Estado nacional inyectará un total de $ 1.362.900.000 al capital de IMPSA, 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.

De esta manera, la compañía recompone su capital de trabajo y se proyecta para posicionarse otra vez como una empresa de vanguardia en desarrollos tecnológicos.

El anuncio de la capitalización se realizó el viernes 28 de mayo de manera virtual, y estuvo a cargo del ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; el gobernador de la provincia de Mendoza, Rodolfo Suarez; el ministro de Economía y Energía de Mendoza, Enrique Vaquié; el titular de la Unión Obrera Metalúrgica (UOM), Antonio Caló; el CEO de IMPSA, Juan Carlos Fernandez.

El ministro Kulfas aseguró: “IMPSA es una empresa estratégica para el desarrollo nacional. Debemos trabajar para que con profesionalismo podamos volver a colocar a IMPSA en los principales mercados del mundo. Industria es investigación, desarrollo, tecnología y trabajo. Industria es un desarrollo nacional posible con justicia social. Industria es IMPSA. Hoy es un día feliz para este ministerio, el país recupera las capacidades productivas de IMPSA y comienza una etapa que esperemos nos permita ofrecerle al mundo trabajo argentino con alto valor agregado”. 

“El presidente Alberto Fernández ha estado al tanto de todo este proceso, me ha hecho llegar su satisfacción con la capitalización de IMPSA”, agregó.

Esta capitalización es una parte vital del Plan de Recomposición de Estructura de Capital de la empresa, que se inició con una reestructuración de la deuda que tuvo gran apoyo de los acreedores, y que le permitirá a la empresa recomponer su capital de trabajo. Previo a eso, IMPSA tuvo asistencia del gobierno Nacional primero a través del Programa ATP y luego con el “Programa de Asistencia a Empresas Estratégicas en proceso de Reestructuración de Pasivos” (PAEERP) del Ministerio de Desarrollo Productivo, a través del cual pagó el 75 % de los salarios de los trabajadores de la empresa.

Para esta ampliación de capital la legislatura de Mendoza aprobó una ley provincial y el Ministerio de Desarrollo Productivo, a través del Comité Asesor del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), solicitó informes a la Secretaría de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial Externa; a la Secretaría de la Pequeña y Mediana Empresa y los Emprendedores (SEPYME); al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI); al Tribunal de Tasaciones de la Nación; y al Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES.

Se trató de un proceso largo, que siempre tuvo como prioridad encontrar un camino que permita la continuidad de una empresa que tiene más de 720 empleados y genera trabajo a más de 100 PyMEs mendocinas. 

Suarez destacó lo que representa IMPSA en materia de trabajo “para tantas empresas que giran en su entorno generando empleo indirecto y la importancia que tiene para el país estratégicamente”. Además, aseguró que la firma no sólo será “muy buena” para la compañía sino también para “la Argentina” y puso en valor el trabajo conjunto del Gobierno provincial y nacional “para poner en valor IMPSA en estos tiempos tan difíciles, de tanta grieta”.

Acerca de esta definición Antonio Caló destacó: ”Es una alegría como representante de los trabajadores estar presenciando la capitalización de esta empresa tan emblemática de la que salieron grandes dirigentes metalúrgicos. Es importante que una empresa de esa magnitud y relevancia se vuelva a poner en marcha y es una señal de lo que ocurre cuando se trabaja en conjunto”.

Por su parte, el CEO de IMPSA, Juan Carlos Fernández manifestó: “El apoyo de los Estados provincial y nacional permitirá producir y exportar talento, promover empleo y potenciar una cadena productiva de más de 100 PyMES. Uno de los puntos más importantes de esta capitalización es que se preservan años de inversión en tecnología y de formación en el capital humano”.

“A partir de hoy, agregó, IMPSA vuelve a ser un referente internacional en materia de energía para la exportación de productos industriales de alto valor agregado y reafirma su liderazgo en materia de diseño y fabricación de equipamientos hidroeléctricos, eólicos, nucleares y para la industria del oil & gas. Su alto nivel de especialización y calificación es reconocido a nivel mundial”.

El 24,07 % de la demanda total de energía eléctrica en el país fue abastecida a partir de fuentes renovables el lunes 24 de mayo, superando la marca anterior, del 8 de diciembre de 2020, y logrando un nuevo máximo histórico para Argentina, indicó la Secretaría de Energía de la Nación.

El pico máximo histórico de abastecimiento de energía eléctrica por fuentes renovables en Argentina se alcanzó a las 16.20 horas del lunes 24, cuando el 24,07 % de la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue provisto por energía de este origen, según los datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), superando la marca anterior de 23,3 %, correspondiente al 8 de diciembre de 2020 a las 8:55 horas.

La tecnología eólica resultó la fuente principal, aportando el 78,27 % del total de energía consumida (2.766,91 MW), seguida por la solar fotovoltaica, con un 15,58 % (550,73 MW), las bioenergías representando un 3,11 % (110,07 MW) y los Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH), el 3,03 % (107,15 MW). Entre todas estas fuentes se logró una generación de 3.534,86 MW en el momento del récord de abastecimiento.

En el mes de abril se generaron 1.292,6 GWh por fuentes renovables, frente a una demanda total del MEM de 9.812,5 GWh, por lo que el abastecimiento promedio de la demanda MEM por energías de este origen fue del 13,2 % en ese mes, representando un incremento apreciable respecto a marzo, cuando se registró un promedio del 11,9 %.

“Es importante señalar que las energías renovables tienen prioridad de despacho, lo que significa que toda la electricidad que llega al sistema desde estas fuentes abastece automáticamente la demanda”, destacó Energía.

El nuevo pico histórico representa un hito en un contexto de crecimiento constante de las energías renovables en Argentina, las cuales registraron marcas históricas en generación y potencia instalada durante 2020 (link: https://www.argentina.gob.ar/noticias/las-energias-renovables-lograron-un-crecimiento-historico-en-2020).

Estos números reflejan una continuidad de trabajo en pos de los objetivos establecidos por la Ley 27.191, sancionada en forma prácticamente unánime por el Congreso Nacional en 2015, y también están en línea con los compromisos manifestados por el Presidente de la Nación, Alberto Fernández, en la Cumbre de Líderes sobre el Clima 2021, celebrada en abril pasado.

En cuanto a potencia instalada, en abril y mayo pasado se inauguraron tres parques de energías renovables, que pueden abastecer a 187.000 viviendas, que se suman a los diez proyectos incorporados al sistema durante el primer trimestre de 2021 (link: https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-se-habilitaron-10-proyectos-en-6-provincias-en-el-primer-trimestre-del).

Las habilitaciones más recientes corresponden al Parque Eólico Loma Blanca VI, en Chubut, con una potencia instalada de 102,4 MW; el Parque Eólico Los Teros II, en la Provincia de Buenos Aires, con 36,27 MW; y el Parque Solar Fotovoltaico Anchipurac, en San Juan, que aporta otros 3 MW. Dos de estos proyectos fueron adjudicados mediante el régimen MaTER y el otro, a través del programa RenovAr, correspondiendo a la Ronda 1.5.

Actualmente, se encuentran operativos en el país un total de 175 proyectos de generación de energías renovables, que brindan energía a casi 5 millones de hogares argentinos, con una potencia total de 4.708 MW.

Laser Technology lanza en Argentina su línea de telémetros de precisión EasyTarget al mercado de la energía, para aplicar a todo tipo de medición en campo donde se requiera recabar digitalmente datos precisos, no sólo topográficos o de agrimensura, sino también de todo tipo de estructuras u objetos que presente el terreno; con una gran versatilidad operativa y la más alta tecnología aplicada al procesamiento y transmisión de dichos datos, a través de su poderoso software integrado. Una herramienta imprescindible para la ingeniería de toda empresa que opere en terreno tanto sea en el rubro oil&gas como en minería, eléctricas, constructoras, entre otras.

Adiós para siempre al “ojímetro”

Con tecnología patentada Laser Technology® esta poderosa línea de telémetros portátiles, pequeños, versátiles y precisos, son la solución perfecta para todo tipo de trabajos de medición. La sencilla navegación mediante dos botones permite obtener una variedad de datos trigonométricos instantáneos gracias a su software integrado.

Con un sólo disparo, se obtiene información detallada sobre la distancia horizontal, vertical y en línea directa hacia el objetivo, además de la información sobre el grado de inclinación o pendiente.
Gracias a su software integrado, puede medir la altura de cualquier objeto mediante tres simples disparos: uno al centro, para determinar el punto de referencia y dos más en cada extremo. Con ayuda del inclinómetro, el telémetro calcula la altura del objetivo en cuestión de segundos: La herramienta ideal, para determinar altura de árboles, antenas, edificaciones, torres de alta tensión y todo lo que se requiera medir a largas distancias.

El modelo 360 Full se destaca por poder calcular distancias y ángulos para describir la relación entre dos puntos en un espacio tridimensional mediante su brújula integrada. Ideal para determinar pendientes, inclinación, distancia horizontal y distancia vertical entre dos puntos, independientemente de su relación en el espacio.

Además de no requerir objetos reflectantes para realizar mediciones hasta los 1000 metros de distancia y hasta 1750 metros en el modelo 200 Light, esta línea cuenta con varias modalidades de objetivo para que pueda hacer sus mediciones de la forma más efectiva posible (más cercano / lejano, filtro de follaje, entre otros).

Acoplado vía Bluetooth a cualquier dispositivo Android, esta línea de telémetros es compatible con una serie de aplicaciones propias y de terceros, así como GPS, mediante conexión inalámbrica o a través del su puerto serial integrado.

La aplicación LaserSoft Meassure para Android incluida, le permite llevar registro de las mediciones en tiempo real desde su celular o tablet. Y con el porta-teléfono, al acoplar su cámara al lente posibilita también tener registro fotográfico de todo su trabajo.

Ofrece también una aplicación MapSmart para realizar mapeos, cálculos de área o medir volumen de materiales sin necesidad de ser un experto en GIS.Para el sector minero, la aplicación FaceProfile con ayuda del telémetro, arrojará un perfil exacto del relieve de una pared, además de hacer cálculos volumétricos de material.

Cada telémetro viene con adaptador para teléfono, trípode convertible en monopié, pilas recargables y cargador, filtro de follaje y un señalizador reflectante para mediciones específicas; todo dentro de una cómoda mochila especialmente diseñada para que se pueda llevar todo lo necesario optimizando el trabajo de campo.

Posibilidad de probarlo antes de adquirirlo

Easy Target ofrece a toda empresa del sector o ingenieros interesados la posibilidad de probar sus equipos de telemetría. Así el cliente podrá elegir el equipo que mejor se adapta a sus necesidades.
T&M Export SRL representante exclusivo en la Argentina de esta línea de equipos, tiene una amplia experiencia en varias industrias y en todos los casos con resultados de éxito. Y brinda atención rápida, capacitación y entrenamiento, servicio técnico especializado y asesoramiento post-compra para mayor conformidad de sus clientes.

Laser Technology lanza en Argentina su línea de telémetros de precisión EasyTarget al mercado de la energía, para aplicar a todo tipo de medición en campo donde se requiera recabar digitalmente datos precisos, no sólo topográficos o de agrimensura, sino también de todo tipo de estructuras u objetos que presente el terreno; con una gran versatilidad operativa y la más alta tecnología aplicada al procesamiento y transmisión de dichos datos, a través de su poderoso software integrado. Una herramienta imprescindible para la ingeniería de toda empresa que opere en terreno tanto sea en el rubro oil&gas como en minería, eléctricas, constructoras, entre otras.

Adiós para siempre al “ojímetro”

Con tecnología patentada Laser Technology® esta poderosa línea de telémetros portátiles, pequeños, versátiles y precisos, son la solución perfecta para todo tipo de trabajos de medición.
La sencilla navegación mediante dos botones permite obtener una variedad de datos trigonométricos instantáneos gracias a su software integrado.

Con un sólo disparo, se obtiene información detallada sobre la distancia horizontal, vertical y en línea directa hacia el objetivo, además de la información sobre el grado de inclinación o pendiente.
Gracias a su software integrado, puede medir la altura de cualquier objeto mediante tres simples disparos: uno al centro, para determinar el punto de referencia y dos más en cada extremo. Con ayuda del inclinómetro, el telémetro calcula la altura del objetivo en cuestión de segundos: La herramienta ideal, para determinar altura de árboles, antenas, edificaciones, torres de alta tensión y todo lo que se requiera medir a largas distancias.
El modelo 360 Full se destaca por poder calcular distancias y ángulos para describir la relación entre dos puntos en un espacio tridimensional mediante su brújula integrada. Ideal para determinar pendientes, inclinación, distancia horizontal y distancia vertical entre dos puntos, independientemente de su relación en el espacio.
Además de no requerir objetos reflectantes para realizar mediciones hasta los 1000 metros de distancia y hasta 1750 metros en el modelo 200 Light, esta línea cuenta con varias modalidades de objetivo para que pueda hacer sus mediciones de la forma más efectiva posible (más cercano / lejano, filtro de follaje, entre otros).
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La demanda de energía eléctrica registró en abril último una suba de 14,9 % en comparación con el mismo período del año anterior,  con incidencia del consumo eléctrico en las actividades residenciales y comerciales, pero fundamentalmente fue el consumo industrial el que impulsó el ascenso, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

La demanda neta total del MEM fue de 9.812,4 GWh;  mientras que en el mismo mes de 2020 había sido de 8.537,2 GWh1 .  Por lo tanto,  de la comparación interanual resulta el ascenso de 14,9%.

Al considerar la evolución de la demanda por tipo de usuario debe señalarse que abril del  2020 fue un mes donde se presentaba un aislamiento estricto como consecuencia de la pandemia del COVID 19, con fuerte impacto en el nivel de actividad, principalmente en la demanda de energía de las grandes industrias, con caídas del orden del  28%.

 En cuanto a la gran demanda, al igual que en los últimos meses, se observa que se encuentra en valores similares a 2019, recuperando el consumo luego del comienzo de la fase Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio, donde en general muchas actividades alcanzaron la demanda previa o superior a la cuarentena.

Asimismo, en abril de 2021 se registró un decrecimiento intermensual que llegó al  11,2 %, respecto de marzo de este año, cuando se  había tenido una demanda de 11.047,7 GWh.  En abril 2021 se registró una potencia máxima de 19.676 MW, lejos de los 26.451 MW, record histórico de enero de 2021.

La demanda residencial representó el 40 % de la demanda total del país y, además, tuvo un crecimiento de 2,6 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial sufrió una suba del  14,2 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial refleja un 31 % del consumo total, aunque con una fuerte suba en el mes del orden del 15,6 % aproximadamente.

Con una potencia instalada de 42.392 MW (Cammesa), la demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido abril de 2021) 8 meses de baja (mayo 2020, -7,6 %;  agosto, -6,4 %; septiembre, -1,7  %; octubre de 2020, -3,5 %;  noviembre, -4,2 %; enero de 2021, -0,5 %; febrero  -7 %; marzo de 2021, -0,9%) y 4 meses de suba (junio de 2020, 0,9 %; julio, 1,2 %; diciembre de 2020, 1,5 %; y abril de 2021, 14,9 %).  El año móvil (últimos doce meses) presentan una caída de 1,3 %.

 Los registros muestran que el consumo de mayo de 2020 llegó a los 9.588,9 GWh;  junio de 2020, 10.748,5 GWh;  julio 12.178,4 GWh;  agosto 10.725,4 GWh;  septiembre, 10.042,9 GWh;  octubre, 10.007,4 GWh; noviembre de 2020, 10.090,9 GWh;  diciembre de 2020, 11.330,1 GWh;  enero de 2021, 11.937,7 GWh;  febrero, 10.085,8 GWh;  marzo, 11.047,7 GWh. y, abril de 2021 llegó a los 9.812,4 GWh.

En cuanto a las temperaturas ambiente,  el mes de abril 2020 fue más frío en comparación a abril 2021. La temperatura media fue de 20.7 °C, mientras que en el mismo mes del año pasado fue 18.2 °C, y la histórica del mes es de 17.8 °C.

 En cuanto al consumo por provincia,  en abril fueron 28 las provincias y empresas que marcaron ascensos:  San Luis (27 %), Corrientes (26 %), Catamarca (23 %), Santa Fe (21 %), Santiago del Estero y Jujuy (19 %), La Rioja y San Juan (18 %), Santa Cruz (16 %), Córdoba (15 %), Tucumán (13 %), La Pampa y  EDEA (12 %), Entre Ríos (11 %), Mendoza (10 %), Chaco (9 %), Misiones y Neuquén (8 %), Río Negro (7 %), Salta (6 %), EDEN y EDES (3 %), Chubut y EDELAP (2 %), entre otros.  En tanto, 1 provincia presentó caída: Formosa (-3 %).

En referencia al  Area Metropolitana  -Ciudad de Buenos Aires y GBA – el consumo tuvo una importante suba de  11,3 %. Asimismo, todo BAS –el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal  y GBA)- registró un ascenso de la demanda del 7,9 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30 %  del consumo total del país y tuvieron un ascenso conjunto de los requerimientos de 11,3 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 11 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió  11,6 %.  En el resto del MEM existió una suba de 13,2 %.

 DATOS DE GENERACIÓN

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

La generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.490 GWh en este mes de abril 2021 contra 1.666 GWh del mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa de 10% aproximadamente.

Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM, estos siguen siendo bajos.  Si bien no son muy diferentes en este abril 2021 en comparación con el mismo mes del año anterior e incluso en algunos  casos  superior,  los mismos se encuentran por debajo de los valores históricos esperados en cada cuenca.

 En lo que respecta a los combustibles, si bien sigue siendo el gas natural el principal combustible para las usinas, frente a una generación térmica mayor, y con una disponibilidad de gas similar al año pasado, se utilizaron combustibles alternativos para cubrir el aumento en el despacho térmico.

Así, en el mes de abril de 2021 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 67,09 %  de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron al 14,64 % de la demanda,  las nucleares proveyeron 5,22 %, y las generadoras de fuentes alternativas el  12,70 % del total producido.  Por otra parte, la importación representó el  0,35 % de la demanda total.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 21-05-21)

 Según informa CAMMESA, la demanda eléctrica de los rubros alimentación, comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), presentan una caída general de 7,1 % para las primeras tres semanas de mayo.  Sin embargo, en la industria en total, para el mismo período, existe una suba del consumo de 11 %.

En este mes se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a los productos metálicos no automotor, en la construcción como también en química, caucho, plásticos y textil.  Mientras, cayeron las actividades relacionadas con derivados del petróleo, automotrices y servicios públicos y transporte.  Uno de los sectores que más cayó en el último mes es el de comercios y servicios, con cerca del 60 %, y otro es el de cargas y puertos con una merma de la demanda de 29 %.

 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, se observó un aumento de requerimiento de energía por parte de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente el mismo nivel que el año anterior, En el primer cuatrimestre de este año los requerimientos de energía igualaron o superaron algunos de los registros del contexto previo a la pandemia, destacó Fundelec.

El ministro de Desarrollo Territorial y Hábitat, Jorge Ferraresi, junto al secretario de Hábitat, Santiago Maggiotti, firmaron con el interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, un convenio de asistencia y cooperación para realizar acciones conjuntas para facilitar el acceso a las redes de gas en los diferentes programas habitacionales que lleva adelante el Ministerio.

A través de este acuerdo, que en principio tendrá una duración de dos años, se sientan las bases para avanzar posteriormente con los convenios específicos que establecerán las condiciones para procurar los objetivos de “continuidad, universalidad y accesibilidad de los servicios públicos, al tiempo que avanzarán con políticas de promoción del reequilibrio social y territorial que mejorarán las condiciones habitacionales de los sectores medios y populares”.

El Convenio tendrá una duración de dos (2) años, con una renovación automática a menos que una de las partes notifique por escrito a la otra su voluntad de rescindirlo. Este acuerdo se firma en el marco del trabajo conjunto que se viene desarrollando entre el ENARGAS y el Ministerio de Desarrollo Territorial y Hábitat como sucedió en febrero pasado, cuando se avanzó en la regularización de las instalaciones de gas en las escuelas.

Ferraresi hizo hincapié en la necesidad de seguir trabajando articuladamente con todos los sectores del Gobierno Nacional y destacó que “es fundamental adoptar una mirada integral en la planificación de las obras que nos permita pensar en conjunto cuáles son las mejores soluciones para llevar adelante un proceso de consolidación y crecimiento en todo el país, con un Estado protagonista”.

La Secretaría de Energía de la Nación anunció que se invertirán 1.200 millones de pesos en las obras de finalización de la interconexión eléctrica entre la ET Rincón Santa María (Corrientes) y la ET Resistencia (Chaco), que aumentará la potencia máxima de transmisión de la energía generada en el NEA hacia zonas de alta demanda, como el Litoral y el Gran Buenos Aires, permitiendo además afrontar contingencias y sirviendo para el intercambio de energía eléctrica con Brasil.

La inversión para la reactivación y finalización de estas obras serán aportados por el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) y los trabajos implican concluir la construcción y montaje de la Línea de Extra Alta Tensión de 500 kV y de 270 kilómetros de extensión, que atraviesa el Río Paraná, y las obras de ampliación de las estaciones transformadoras, incluyendo los sistemas de comunicación principal que soportan las estructuras de protección, control y automatismos necesarios para la operación.

El secretario de Energía, Darío Martínez, y el gobernador de Chaco, Jorge Capitanich, se reunieron por videoconferencia junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo; el presidente del Comité de Administración del FFTEF, Luis Barletta, y el presidente del Comité Ejecutivo del Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), Miguel Cortez, para la firma de la adenda que permitirá la reactivación y finalización de las obras de interconexión eléctrica citadas, así como la ampliación de ambas estaciones transformadoras.

Estas obras se encontraban prácticamente paralizadas y hasta el momento demandaron una inversión de más de 2.800 millones de pesos y 113 millones de dólares. Permitirá aumentar la potencia máxima de transmisión desde el Noreste Argentino (NEA), reforzando la evacuación de la energía eléctrica generada en el norte del país, particularmente por la Central Hidroeléctrica Yacyretá, hacia zonas de alta demanda, permitiendo al Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI) afrontar contingencias en las horas pico.

La importancia de la ET Rincón Santa María también radica en que es el punto de conexión para el intercambio de energía con Brasil, a través de las Conversoras Garabí 1 y 2.

Por estos días, Argentina ha debido importar electricidad desde Brasil –con quien existe un convenio de intercambio de energía por energía desde hace varios años- y también desde Uruguay, para satisfacer demanda interna en un contexto de limitaciones en la generación térmica por problemas de abasto de combustibles líquidos (coyunturales) para las usinas. Por otra parte, la generación hidráulica, particularmente de Yacyretá, también atraviesa dificultades por la persistente merma de lluvias en la cuenca del Paraná,  y consecuente menor caudal del embalse que alimenta a dicha central.

El Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal está integrado por el 50 % del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE) y su objetivo es participar del financiamiento de las obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión destinada al abastecimiento de la demanda o a la interconexión de regiones eléctricas, para la mejora de calidad y/o la seguridad de la demanda.

Martínez declaró que “seguramente estaremos realizando más anuncios del trabajo que se viene haciendo para esta reconstrucción de una Argentina más federal. Entendemos que era muy importante la reactivación de esta obra, como tantas otras que reactivamos y habían estado paralizadas en los últimos años, en los últimos cuatro años especialmente”. 

Por su parte, el subsecretario Basualdo hizo hincapié en “el trabajo realizado para posibilitar la finalización de esta importante obra de transporte eléctrico, que refuerza el sistema de interconexión naciona. Luego de años de paralización, nuestro compromiso político está firme con la reactivación de obras en todo el país para la ampliación del sistema de transporte eléctrico”, afirmó.

La subasta realizada por el MEGSA para la provisión de gas natural a la CAMMESA en junio con destino a la generación de electricidad arrojó como resultado tres ofertas por un total de 2,5 millones de metros cúbicos día.

Correspondieron a Tierra del Fuego y Santa Cruz, por 1 millón de M3/día cada una, y una por 500 mil M3/día desde Neuquén.

Los precios para el gas desde Tierra del Fuego fueron U$D 3,11 por millón de BTU en origen, y U$D 3,50 puesto en el ingreso al GBA.

Para el gas de Santa Cruz resultaron precios de 3,16 y 3,81 dólares por MBTU en origen y en el GBA respectivamente, y el gas desde Neuquén costará U$D 3,50 en origen y U$D 3,87 puesto en el GBA,  por MBTU.  

Por Federico Bernal 

(publicada en diario El Cronista)  

 El servicio público de gas por redes, con sus más de 9 millones de usuarios y usuarias, sufrió un durísimo golpe durante la gestión de Mauricio Macri. Entre 2016 y 2019, las tarifas no fueron justas ni razonables ni asequibles. El incremento tarifario a nivel residencial, superior al 1.000 %, más que triplicó el coeficiente de variación salarial. La cantidad de usuarias y usuarios morosos (endeudados con las distribuidoras) aumentó un 21 %, dando como resultado 4 de cada 10 hogares endeudados por no poder afrontar el pago de la factura en diciembre de 2019.

La deuda total del sector residencial pasó de 708 millones de pesos en 2015 a 9.798 millones en 2019, un aumento del 1.283%. Con las PyMEs todavía peor: 5 de cada 10 terminaron endeudadas, con un salto del 4.000 % en igual período para la deuda total de la pequeña y la mediana empresa argentina. Por su parte, los usuarios con cortes de servicio por imposibilidad de pago crecieron un 73 %. ¿Cómo terminó esta historia? Sumergidos en la pobreza energética 3 millones de nuevos hogares, con 1,4 millones directamente en la indigencia energética.

En paralelo a los siderales incrementos de una tarifa progresivamente impagable, injusta e irrazonable, en el marco de una crisis económica y social como no se recordaba desde 2001, el macrismo provocó la desprotección social más absoluta en materia tarifaria. En efecto, borró de un plumazo unos 800.000 beneficiarios de la tarifa social entre el pico alcanzado en enero de 2018 y diciembre de 2019.

Ahora bien, gracias a la Emergencia Energética y Tarifaria propuesta por el Presidente Alberto Fernández y aprobada por el Congreso de la Nación, en 2020 se desaceleró la caída de beneficiarios de la tarifa social, para lograrse en el acumulado a abril del corriente el primer aumento de beneficiarios desde 2018.

En este sentido, y más allá de las mejoras sobre las que se trabaja para llegar más eficientemente con la tarifa social a muchos más compatriotas (segmentación y duplicación de beneficiarios, como se contempla en el presupuesto), el proyecto de ley de Zona Fría se erige, como bien expresó el Diputado Nacional Máximo Kirchner, en un “cambio de paradigma en relación a lo que se hizo en cuatro años del gobierno de Juntos por el Cambio con las tarifas”.

Sin embargo, quienes defienden el retorno a un “servicio público” en calidad de bien de lujo ya han comenzado a hablar pestes de este proyecto, intentando sembrar falsedades y confusión en torno a él. Para citar un ejemplo, en un reciente artículo periodístico se mencionó que la ampliación del beneficio por Zona Fría traería aparejado un costo fiscal adicional. Algunas precisiones que considero oportuno reiterar de lo que ya hemos explicado días pasados en relación a ello.

Sobre un supuesto costo de 200 millones de dólares y un supuesto “impacto fiscal”. Lo primero a recalcar es que no hay impacto fiscal en tanto no se necesitan transferencias directas del Tesoro para solventar el funcionamiento del régimen de zona fría.

Este régimen no configura un gasto adicional no contemplado en el presupuesto. Los 200 millones de dólares, por tanto, no son un “costo fiscal”, sino en todo caso lo que recauda el Fondo Fiduciario que da vida a este régimen. ¿Y cómo se solventa este Fondo si no es con transferencias del Tesoro? Mediante un recargo sobre el precio de venta del gas en boca de pozo y que hoy por hoy es de 4,46 %. En pocas palabras, el régimen de zona fría se autofinancia.

A propósito, con este recargo -y que se aplica a la totalidad de los usuarios (residenciales, PyMEs, centrales eléctricas y grandes usuarios industriales y comerciales), hoy se beneficia a 780.000 usuarias y usuarios. Pues bien, el proyecto de ley original contempla un incremento del recargo tal que permite recaudar el monto necesario para extender el beneficio a unos 3 millones de nuevos usuarios y usuarias del servicio público. 

Sobre lo recaudado por el Fondo Fiduciario en 2020.

Se deslizó que fueron 10.000 millones de pesos. Esa cifra es incorrecta, ya que ese monto se corresponde con la ejecución de ingresos del fondo al tercer trimestre del año pasado, según la propia Oficina Nacional de Presupuesto. En cualquier caso, las estimaciones realizadas para 2021 y contemplando la cobertura de los 3,8 millones de beneficiarios, indicarían una necesidad de fondos del orden de los 26.000 millones de pesos.

Este requerimiento, solventado con el nuevo recargo conforme se explicó más arriba, se calculó a partir de los nuevos cuadros tarifarios que surgen de los acuerdos transitorios, las regiones y usuarios alcanzados por el beneficio y el requerimiento que remite la Secretaria de Energía para atender el GLP fraccionado.

Otro error habitual es creer que el recargo se aplica sobre la factura. Obviamente, un porcentaje de recargo sobre la factura tiene mayor peso que sobre un componente de la factura, como es el caso que nos ocupa y que fuera explicado precedentemente. Sobre la factura (o sea, sobre todos los componentes tarifarios de la factura) lo que sí se aplica es el descuento, lo que desemboca en el beneficio. ¿Qué beneficio? De los 3 millones de usuarias y usuarios que considera este proyecto, cerca de 2,6 millones percibirán un 30 % de descuento para todas las facturas del año, mientras que unos 400.000 que actualmente tienen tarifa social serán además acreedores de un 50 % de descuento en la factura. El eje siempre se coloca en los más vulnerables.

Asimismo, se ha comentado que se necesitaría un mayor aumento en el recargo como consecuencia del ritmo de inflación vigente y su posible impacto sobre el tipo de cambio, todo lo cual afectaría el precio del gas en PIST y alimentaría la necesidad de mayores subsidios sobre el sector cuando lo que pretende el Ejecutivo es reducirlos.

En primer término, y en las condiciones actuales, las modificaciones del tipo de cambio conducirían a una mayor recaudación por parte del Fondo con respecto a lo calculado. En segundo término, cabe recordar que los servicios de transporte y distribución no reciben ningún subsidio de parte del Estado Nacional, quien solo subsidia el componente gas.

Como ya fuera mencionado, el esquema del Fondo Fiduciario para los consumos residenciales se autofinancia. Si llegara a precisar de mayores recursos, lo que debe hacerse es modificar (aumentar) el recargo, en el marco de lo establecido por la normativa. Por otra parte, no existe contradicción entre esta iniciativa y una reducción de subsidios, ya que al reducirlos el precio del gas subiría, lo que, manteniéndose fijos los restantes componentes, conduciría a un aumento de la recaudación del Fondo.

Sobre cuál será el aumento del recargo y cuántos pesos de más significará en las facturas. Diversas notas periodísticas, muchas de ellas citando opiniones de especialistas anónimos y gente de la industria igualmente anónima, pretenden instalar la idea de la necesidad de aumentar dramáticamente el recargo con el consiguiente impacto en las facturas (supuestamente necesarios para sostener la ampliación).

Vamos a aclarar lo siguiente: el proyecto de ley de zona fría es eso, un proyecto. Y como tal está siendo debatido en el Congreso. Es decir, puede recibir modificaciones como, de hecho, ya ha recibido. Entonces, cuando mencioné el aumento del recargo de 1 punto porcentual (4,46 % a 5,37 % para ser más preciso), así como el impacto de entre 4 a 5 pesos de aumento en una factura de un residencial de zona templada, ambas cuestiones guardaban relación con los datos de localidades y otros supuestos del proyecto original, el que ingresó a Diputados la semana pasada.

En consecuencia, lo que suceda con el recargo final, como con los montos en pesos en factura dependerán de las modificaciones que el proyecto pudiera recibir durante las próximas semanas. No obstante, y esto es clave, lo que sí podemos confirmar y ratificar es que el impacto en las facturas debería ser en cualquier caso marginal, sobre todo en los casi 4 millones de usuarios y usuarias beneficiadas que percibirán descuentos del 30 % al 50 %.  

Finalmente, aclarar que es equivocado afirmar que alrededor de un 25 % de los usuarios incorporados al beneficio percibirán una bonificación del 50 % por ser receptores de la tarifa social. Los requisitos que establece el proyecto para acceder al beneficio del descuento del 50 % en las nuevas zonas son diferentes a los requisitos para acceder a la tarifa social. En otras palabras, el esquema de tarifa social no se redefine en virtud de los requisitos establecidos en este beneficio.

El Presidente de la Nación, Alberto Fernández, nos encargó como objetivo cardinal en materia de servicios públicos de gas por redes y electricidad, que la República Argentina tenga tarifas justas, razonables y asequibles, esto es, que se puedan pagar; que tenga tarifas para la equidad distributiva y la sustentabilidad productiva, segmentadas además para hacer un uso más eficiente de los subsidios.

En su discurso del 1 de marzo señaló: “La pesadilla de tener que decidir entre alimentarse y pagar los servicios, la incertidumbre permanente de no saber cuánto iba a venir de luz y gas ha llegado a su fin”. Con este mandato venimos trabajando desde un comienzo y ya no hay vuelta atrás. Sin lugar a dudas, y entre muchas otras iniciativas en marcha, el proyecto de ley de Zona Fría se inscribe en este camino. 

Los gobernadores de La Rioja  (Ricardo Quintela),  de Catamarca (Raúl Jalil), y el Secretario de Energía, Darío Martínez, pusieron en marcha mejoras de infraestructura eléctrica. La finalización de estas obras requirió una inversión de 485 millones de pesos que fueron financiados por el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal.

Se trata de la ampliación de la Estación Transformadora La Rioja Sur y de la Playa de Maniobras San Martín en Catamarca.

“La sinergia entre La Rioja y Catamarca es un ejemplo de construcción regional que tenemos que llevar a lo largo y a lo ancho de nuestro país. Estas obras van a generar más energía y esa energía va a permitir crear más puestos de trabajo, que haya más industria, una mejor calidad de vida y más oportunidades para todos y todas”, destacó Martínez durante un acto realizado en la localidad riojana de El Estanquito.

En tanto, el gobernador Jalil también destacó “la mirada federal e inclusiva del norte argentino que tiene el presidente Alberto Fernández y todo el Gobierno Nacional”, para luego señalar que “los catamarqueños nos sentimos muy cómodos con esta tarea conjunta que venimos realizando con el gobernador Quintela y todo su equipo”.

Con recursos del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal la provincia de La Rioja dejó de estar alimentada por dos líneas de 132 kV desde la Estación Transformadora Recreo, para tener un punto fuerte del Sistema Interconectado Nacional de 500 kV, y punto de acceso de la generación renovable como la de Parque Arauco. A esa mejora se sumó la terminación y puesta en servicio la Playa de Maniobras San Martín, lo que permite el abastecimiento firme a la provincia de Catamarca, quedando vinculada con tres líneas de 132 kV a la ET Recreo y dos líneas de 132 Kv a la ET La Rioja Sur, por lo que se trata de otro punto de gran importancia en el sistema regional.

Actualmente se encuentran operativas todas las instalaciones construidas, con dos transformadores de potencia 500/132 kV en servicio, garantizando a las provincias de La Rioja y Catamarca un horizonte de abastecimiento firme y una red de 132 kV con respaldo para un suministro confiable.

La obra tuvo por objeto completar la estación transformadora, agregando más campos en la playa de 500 kV y en la playa de 132 kV, lo que otorga la solidez que el sistema de transmisión requiere y fortalece el sistema regional.

El Centro de formación post-universitaria sobre temas energéticos CEARE (Estudios de la Actividad Regulatoria Energética), constituido por convenio entre las Facultades de Derecho, de Ciencias Económicas y de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, los Entes Nacionales Reguladores del Gas (ENARGAS) y de la Electricidad (ENRE) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) inicia el Curso Intensivo de Movilidad Eléctrica en modalidad “a distancia”

El curso se inica el Jueves 3 de junio, tendrá una duración de 20 horas mediante encuentros sincrónicos y asincrónicos. Las clases estarán a cargo de los profesores Daniel Ferández, Gastón Turturro y Alejandro Gottig.

La movilidad eléctrica se presenta como una medida para la mitigación del cambio climático y un elemento fundamental de la transición energética. El avance de la movilidad eléctrica en la región y la escasa oferta de formación académica en el tema nos convoca a proponer esta especialización con certificado oficial de la Universidad de Buenos Aires.

Este curso brindará herramientas para comprender el desarrollo del negocio y las políticas necesarias para su promoción y despegue en Latinoamérica, con una base en las tecnologías disponibles y experiencias desarrolladas en varias ciudades.

La propuesta de formación estará orientada a profesionales, técnicos, gestores y decisores, tanto del ámbito público como privado, quienes liderarán este cambio de paradigma en nuestros países.

La iniciativa cuenta con un formato virtual sincrónico y asincrónico, combinando 5 encuentros virtuales en directo para favorecer el intercambio con expertos y materiales complementarios (video y textos) para acceder libremente en los horarios que mejor se adecuen al alumno. La duración total del curso es de 20 horas.

Más información:

https://ceare.org/

https://www.facebook.com/ceareuba/

https://twitter.com/CEAREUBA https://www.instagram.com/ceareuba/

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El informe “Renta económica, régimen tributario y transparencia fiscal en la minería del cobre en Chile y Perú” presentado esta semana por CEPAL y el Programa de Cooperación Regional para la Gestión Sustentable de los Recursos Mineros en los Países Andinos (MinSus) afirma que “a lo largo del período 2000-2019 la minería del cobre en Chile generó rentas económicas del orden de los 173 mil millones de dólares, de los cuales 46 mil millones de dólares provinieron de CODELCO y 127 mil millones de dólares de la minería privada. El estado se apropió 97 mil millones de dólares, de los cuales 51 mil millones de dólares correspondieron a impuestos cobrados a la minería privada y la diferencia a las rentas económicas de CODELCO. A su vez, la minería privada se apropió de 76 mil millones de dólares.”

Para la CEPAL, en el mismo período “la minería del cobre peruana generó rentas económicas por 70 mil millones de dólares. De esa cantidad, el Estado se apropió de 26 mil millones de dólares, vía impuestos, y los trabajadores se quedaron con 6 mil millones de dólares, por la participación en las utilidades, mientras que las empresas privadas se apropiaron de los otros 38 mil millones de dólares.”

El informe evalúa la renta económica de la minería del cobre para ambos países en el período 2000-2019 y posee la novedosa particularidad de publicarse en datos abiertos en formato excel, facilitando la transparencia y la discusión técnica basada en datos.

La metodología del estudio para la estimación de la renta económica surge de descontar del precio internacional de metal: el costo unitario de producción, los costos unitarios de fundición y refinación, y a este resultado descontarle el saldo de activos al comienzo de cada período a una tasa WACC del 6,8% para Chile y del 8,3% para Perú.

Los resultados de la evaluación arrojaron entonces un cálculo de renta generada por la minería del cobre y su distribución, en criollo el “reparto de la torta”. Para el caso chileno la distribución fue del 56% para el Estado y un 44% para las empresas. Si se excluye la renta generada por CODELCO, la ecuación se invierte con un 60% para las empresas y un 40% para el Estado chileno. Son cifras interesantes, aún cuando los cambios en el esquema tributario chileno para ampliar el government take se hicieron efectivos en 2011 (a mitad del período evaluado) a través del impuesto específico a la actividad minera (IEAM) y a posterior del primer boom de precios sin afectar los contratos previos de invariabilidad (que alcanzan al 80% de la producción actual chilena).

Para el caso peruano, la evaluación arroja una distribución de la renta del 41% para el Estado, 10% para los trabajadores (a través del 8% de utilidades que perciben los trabajadores peruanos), y el restante 49% para las empresas.

De acuerdo a la CEPAL, la actual coyuntura política por la que tanto Chile como Perú transitan, ha promovido la elaboración de este documento como aporte a un diálogo informado. La inestabilidad política del Perú y la reciente derrota en Chile de los partidos tradicionales y, en especial del partido gobernante, en la elección constituyente; auguran calurosos debates en torno a la redistribución fogueados por un nuevo ciclo de alza de precio de los commodities, con el metal rojizo a la cabeza.

Chile y Perú explican el 40% de la producción primaria de cobre. Ambos países han sido el destino de cuantiosas inversiones desde el año 2000. En el mismo período las naciones andinas han visto mejorar muchos de sus principales indicadores socioeconómicos como la pobreza, el índice de gini y el PBI per cápita, pasando Chile a liderar el ingreso por habitante entre las principales economías latinoamericanas.  Aún así, las deudas sociales estructurales en ambos países han quedado de manifiesto en las turbulencias políticas y sociales de años recientes.

De todos modos, las cifras de distribución de renta invitan a tomar nota de este lado de la cordillera, ya que provienen de dos países considerados ejemplares en términos de atracción de inversiones mineras con esquemas tributarios progresivos, que permiten a sus Estados aumentar los ingresos en ciclos de precios altos a la vez que acompañan los ciclos bajos, permitiendo diferenciar y viabilizar tanto yacimientos naturalmente ricos como yacimientos marginales o de pequeña escala.

Ambos países han tenido éxito en incrementar sustancialmente la producción minera, el ingreso de divisas por inversiones en exploración y construcción a la vez que ha permitido la internacionalización de varios de los proveedores de la cadena de valor al aumentar la escala doméstica. Un ejemplo reciente es la adquisición en marzo pasado de la empresa australiana Downer por parte del fabricante chileno de explosivos Enaex.

El seminario virtual de presentación del documento, el 18 de mayopasado , ha tenido lugar bajo el título “Comparación de los regímenes fiscales en la minería del cobre de Chile y Perú”. La moderación estuvo a cargo de Jeannette Sanchez, Directora de la División de Recursos Naturales de CEPAL y contó con la apertura de Nicolás Maennling, consultor principal de GIZ (Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional, que financia el Programa MinSus).

El autor del estudio y quien presentó los resultados fue el ex director del Servicio de Impuestos Internos de Chile, Michel Jorratt y actual consultor en asuntos tributarios. Posteriormente a la presentación de Jorratt, un panel de expertos realizó comentarios al estudio.

Jorge Cantallopts, Director de Estudios y Políticas Públicas de Cochilco, manifestó que es “un documento excelente y un aporte muy oportuno y robusto a las discusiones, de las mejores cosas que uno puede encontrar de manera pública sobre la discusión del royalty”. El Director del ente gubernamental chileno compartió la sensación de buen futuro para el cobre pero alertó a su vez  de una ventana de oportunidad para el cobre de mina: “Hay algunos ejercicios que hablan que a 2050 puede dejar de existir la oferta del cobre de mina. Hoy ya compite cada vez más la oferta secundaria. A futuro podría utilizarse sólo el reciclado”.

Por otra parte, el experto en tributación peruano de Ernst & Young, David Warthon, hizo algunos balances del esquema tributario en su país y entre las lecciones aprendidas alertó sobre la necesidad de fortalecer las instituciones que reciben los fondos de la minería que en Perú “se reparten 50-50 entre Nación y los Departamentos”, ya que los ingresos exceden muchas veces las capacidades de gasto y ejecución de las jurisdicciones quedando inmovilizados.

Se aguarda para los próximos días una resolución del gobierno referida al descongelamiento de las tarifas por el suministro de gas natural por redes, y la disposición de un incremento estimado en torno al 7 por ciento según diversas fuentes. Se trata de una modificación tarifaria que podría ser la única contemplada para este año.

El tema está siendo considerado en el ámbito del ministerio de Economía, cartera de la cual depende la Secretaría de Energía, con la participación del ente regulador ENARGAS.

Este último organismo emitió un informe que dio contexto a la cuestión tarifaria del servicio, puntualizando que :

. En diciembre de 2019, las nuevas autoridades nacionales resolvieron declarar la Emergencia Energética y Tarifaria que extendió el mantenimiento tarifario hasta el 31 de diciembre de 2020 (luego prorrogado al mes de marzo de 2021 mediante el Decreto 1020).

. De no haberse adoptado esta última medida, reforzada por la decisión del Presidente de la Nación de suspender la RTI de 2016/17, las facturas mensuales promedio de usuarios y usuarias residenciales de gas natural hubieran sufrido un incremento del 135 %. Dicho aumento, acumulado desde enero de 2016, hubiera significado un total del 2.587 %.

. El disparador de estos incrementos en las facturas mensuales promedio fueron los nuevos cuadros tarifarios establecidos a partir de 2017 y hasta 2019 que dispusieron aumentos que llevaron una factura de 116 pesos en enero de 2016 a 1.329 pesos en abril de 2019, lo cual representó un aumento acumulado del 1.046 %.  Todos estos aumentos estuvieron siempre por encima de la inflación anual acumulada.

. Así, mientras el Índice de Precios al Consumidor que mide el Instituto Nacional de Estadística y Censos en 2017 fue del 24,8 % el ajuste de la tarifa residencial alcanzó el 74,6 %, tres veces el valor de la inflación. Y en 2018, cuando ese indicador fue del 47,6 % el incremento fue del 86,9 %, casi el doble de la evolución del IPC. 

. En septiembre de 2019 la ex Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación dispuso un diferimiento del ajuste tarifario semestral correspondiente a octubre que evitó la aplicación del incremento previsto para ese año, estimado en el 39 %, en medio de una crisis social y económica reflejada en un escenario de muy alta inflación y fuerte recesión económica.

. En diciembre de ese mismo año, tras la asunción del actual gobierno, se declaró la Emergencia Energética y Tarifaria que extendió la suspensión de los aumentos tarifarios hasta el 31 de diciembre de 2020 (luego prorrogada en 2021 mediante el Decreto 1020).

. La Emergencia Tarifaria, con la posterior decisión presidencial de suspender la RTI de 2016/17, evitó que la factura promedio para usuarios y usuarias residenciales de gas suba hasta los 3.117 pesos mensuales (+135 %) entre abril y octubre de este año, puntualizó el Organismo Regulador.

La situación de escasez hídrica que presenta la cuenca del Río Paraná en el sur de Brasil y noreste argentino  se acentuó en las últimas semanas y podría complicar la operatividad normal de la central  hidroeléctrica Yacyretá, considerando los datos de continuidad de bajas precipitaciones pronosticados.

La  Entidad Binacional Yacyretá  (EBY), dio a conocer su informe periódico sobre las condiciones de operación de la generadora hidroeléctrica argentino-paraguaya indicando que “los pronósticos de lluvias producidos por los diferentes centros meteorológicos de referencia no prevén precipitaciones de significancia hidrológica para la presente semana sobre la cuenca de aporte directo al embalse y regiones adyacentes”. Los montos acumulados no superarían los 30 mm según sea la fuente consultada.

Durante la última semana el caudal afluente promedio del río Paraná fue de 6.400 m3 /s, con valor máximo de 6.600 m3 /s, y mínimo de 6.000 m3 /s.  Para el  inicio de la semana  se esperan 6.000 m3 /s.

“Los caudales en Yacyretá para los próximos días estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba, y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte”, señala el informe técnico. Del análisis efectuado con la información disponible hasta el momento sitúa dichos valores en el rango de los 6.000 a 7.000 m3 /s.

NIVELES AGUAS ABAJO

El estado hidrométrico en la zona inmediata aguas abajo de Yacyretá, puerto de Ituzaingó (AR), tuvo durante la semana pasada una tendencia bajista, consistente con el comportamiento de los caudales de aporte del río. Los valores medidos en dicha escala se mantuvieron acotados entre 0.05 y 0.20 m. Para la presente semana se estiman niveles en el rango 0.05 a 0.15m.

 TENDENCIAS

 Seguido a un segundo semestre de 2019 caracterizado por precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá, durante el año 2020 se acentuó esta tendencia.

En términos de caudales, a la altura del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá,  en 2020 se verificó el menor caudal anual desde 1968.

El primer mes de 2021 finalizó con un caudal promedio de 10.700 m3 /s, que representa apenas el 66 % del caudal medio mensual para enero considerando la serie de referencia 1971/2020, e inferior al percentil 5 %.

Febrero comenzó con caudales normales, debido a los incrementos generados por las lluvias de fin de enero, pero su segunda quincena se posicionó con caudales en consonancia con la coyuntura hidrológica general del Paraná.  Febrero promedió los 13.300 m3 /s, es decir, un 77 % del caudal medio mensual de la serie 1971-2020.

El mes de marzo finalizó con un caudal promedio de 9.400 m3 /s, siendo este caudal igual al mínimo registrado, para el mismo mes, de la serie 1971-2020.

En el mes de abril, el caudal promedio fue de 7.100 m3 /s, siendo el segundo valor más bajo para este mes, luego del correspondiente al año 2020, para la serie de caudales 1971-2020.

El escenario climático estacional  (trimestre: Mayo-Junio-Julio de 2021),  en términos de precipitación media trimestral esperable publicado por el Servicio Meteorológico Nacional (AR) prevé un escenario de lluvias por debajo de lo normal para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte directo a Yacyretá.

La previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (BR) marca también una tendencia con precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero.

LOS EMBALSES AGUAS ARRIBA

“Los principales reservorios emplazados en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado próximo al  40 %”, puntualizó la EBY.

Y añade que “los embalses inmediatos cuentan con cierta capacidad de almacenamiento frente a eventuales repuntes en sus afluencias”.” Por su parte, los grandes reservorios de regulación anual situados en la cabecera de la cuenca transitan un período de recarga deficitario y con la información disponible al día lunes 17, no se espera una reversión general de la presente condición hidrológica deficitaria al mediano plazo”.

La petrolera YPF dispuso un incremento del 5 por ciento promedio país en los precios de sus combustibles líquidos.

Los nuevos precios de referencia al consumidor que carga en las estaciones de servicio de la marca en el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Súper $ 90,4 el litro; Infinia Nafta $ 104,8 ; Diesel500 (común) $ 84,9 y el Diesel Infinia $ 99,9 pesos el litro.

Se estima que en las próximas horas los combustibles refinados y comercializados por Shell y Axion tendrán un aumento similar al de YPF, empresa que lidera el abasto del mercado interno, y que ya había comunicado su intención de incrementar precios en los tres meses del período marzo, abril y mayo. En el mismo orden, la petrolera de mayoría accionaria estatal hizo saber que el ocurrido el sábado sería el último aumento para lo que resta del año.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), concluyó que el 16 de junio de 2019 el Sistema Argentino de Interconexión quedó en negro por la acción negligente de la Transportista Transener.

A través de la Resolución 03/2021, del Area de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias, se determinó que
Transener S.A incurrió en acciones contrarias a las obligaciones asumidas dada su particular condición de prestador monopólico del servicio público de transporte de energía eléctrica, que llevaron al colapso al sistema eléctrico a rgentino.

En este sentido, el Ente con apoyo de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires determinó que la Transportista incurrió en errores operativos que llevaron al sistema a una situación de colapso en la fecha señalada, afectando la seguridad y confiabilidad del mismo. “La formulación de cargos realizada es proporcional al cargo horario para líneas de 500 kV por cada cien kilómetros (100 km), teniendo en cuenta los antecedentes, la gravedad de la falta y las particularidades del caso”, se indicó.

Asimismo, el ENRE sanciona a la empresa mediante la Resolución 124/2021 debido a las indisponibilidades de su equipamiento registradas durante el mes de junio de 2019 y mediante la Resolución 121/2021 por no haber estado en condiciones de informar el origen del evento en cuanto al funcionamiento de sus protecciones, hasta varias horas
después de ocurrido.

Dadas las particularidades del caso, las actuaciones se realizarán de conformidad al Reglamento para la Aplicación de Sanciones aprobado por Resolución ENRE 23 del 16 de marzo de 1994.

Por otra parte, el ENRE informó que está llevando a cabo el proceso sancionatorio de los más de 300 agentes distribuidores y grandes usuarios del Mercado Eléctrico a los que ya se le formularon cargos; a los generadores por falla en el arranque en negro y desconexión anticipada; y al resto de las transportistas involucradas en el hecho.

“Desde el Ente Nacional Regulador de la Electricidad se continúa trabajando con el objetivo de promover la correcta operación del sistema, la confiabilidad y el desarrollo armonioso de este”, señaló un comunicado del Organismo de contralor.

La Secretaría de Energía de la Nación firmó un memorándum de entendimiento con un consorcio de empresas chinas conformado por Powerchina y Shanghai Electric Power Construction para estudiar la viabilidad de la construcción y el financiamiento del Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional.

El documento, que fue suscrito por el secretario de Energía, Darío Martínez, el ejecutivo de Powerchina Jiao Zifeng y Chen Hua en representación de Shanghai Electric Power Construction, pone en marcha un proceso de elaboración del proyecto ejecutivo, el análisis de costos y la evaluación general de la iniciativa, que podrá derivar en un contrato comercial y en financiamiento por parte de bancos chinos.

Al respecto, el Secretario de Energía destaó que “este es el primer paso para la concreción de una verdadera red de gasoductos que permitirá simultáneamente evacuar la producción nacional de gas para abastecer los centros de consumo y nuestras centrales térmicas”.

El titular de la cartera energética resaltó que “la puesta en marcha de esta obra permitirá sustituir las actuales importaciones de GNL, la declinante producción del gas boliviano y la importación de combustibles líquidos que hoy queman las usinas térmicas, ahorrando 1.150 millones de dólares anuales en divisas al país”.

Asimismo, Martínez puntualizó que “esta obra es vital para que las regiones productoras puedan incrementar y colocar la producción de gas argentino, lo que hoy se ve limitado por la capacidad de transporte del actual sistema troncal de gasoductos”. Acerca de la iniciativa explicó que “se trata de distintas obras asociadas que potencian la red de gasoductos existente y de nuevos gasoductos desde Vaca Muerta hasta el sur de Santa Fe”.

Pampa Energía y la rusa Gazprom llegaron a un acuerdo para el desarrollo conjunto de inversiones en la Argentina y uno de los objetivos procurado sería Vaca Muerta, formación en la que la empresa liderada por Marcelo Mindlin tiene activos hidrocarburíferos de fuerte potencial.

Desde Pampa se informó que “en abril firmamos un acuerdo de confidencialidad con Gazprom International , la mayor compañía de gas del mundo y la empresa mas grande de Rusia”. “Con esta alianza vamos a analizar potenciales oportunidades de negocios en Argentina y trabajar en conjunto en alternativas de inversión”.

“En ese marco tuvimos una reunión de trabajo con el jefe de la representación comercial de la Federación de Rusia en la Argentina, Sergey Derkach, el integrante de su equipo de trabajo Maxim Rozhnev, el socio gerente de Avangard Energy, Daniel Kaliszuk y nuestro director ejecutivo de Petróleo y Gas, Horacio Turri”.

Pampa Energía opera en Vaca Muerta los yacimientos no convencionales de gas El Mangrullo y Sierra Chata.

La compañía tendrá una activa participación en el marco del Plan Gas Ar ya que proyecta inversiones propias por 250 millones de dólares en los próximos cuatro años para desarrollar toda la potencialidad de dichos reservorios.

Gazprom es una empresa controlada por el estado ruso, aunque su manejo económico es el de una empresa privada. Desde hace varios años analiza la potencialidad del desarrollo gasífero no convencional en Argentina. Hubo visitas de directivos a Buenos Aires, presentaciones en exposiciones y contactos con YPF, con el foco puesto en la Cuenca Neuquina. Las muy buenas relaciones políticas actuales entre los gobiernos de ambos países tal vez contribuya a las decisiones de inversión en esta oportunidad.

El  viceministro de Economía, Fernando Morra, afirmó que “la Energía es una cuestión macroeconómica”,  y que el desarrollo de los recursos que tiene el país, por caso los hidrocarburíferos alojados en Vaca Muerta , “requieren inversiones extranjeras ya que no alcanza con las locales”. “Para ello es necesario, a medida que acumulamos reservas,  ir relajando la regulación de la movilidad de capitales”, consideró.

“Necesitamos un flujo de inversión para desarrollar el sector energético, también para las fuentes renovables –por caso la eólica- por lo cual es fundamental reducir el costo del capital”, sostuvo el funcionario al participar de una conferencia virtual en el Amcham Forum Energy.

Por ello, afirmó Morra a la audiencia, “es importante lo que ocurra con las negociaciones encaradas con el FMI, del mismo modo que lo fue la reestructuración de la deuda con los acreedores privados”.

Acerca de la atracción de capitales para el desarrollo de proyectos productivos en el sector, Morra hizo hincapié además en  “el mandato del Presidente (Alberto Fernández)  de impulsar un proyecto de ley que promueva y facilite las inversiones necesarias”.

En el mismo sentido,  y en idéntico ámbito, se pronunció el gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez, quien destacó que en la OFEPHI (provincias petroleras) se trabaja en el diseño de un proyecto “que no es una nueva ley de Hidrocarburos sino de una ley de promoción de inversiones , con foco en el objetivo de alcanzar el autoabastecimiento y en la exportación de esos recursos”.

“La prioridad pasa por encontrar acuerdos , en un trabajo con el gobierno nacional, los provinciales, los sindicatos y las empresas, sobre reglas de juego claras que se deben respetar, que den previsibilidad  y seguridad a esta industria, que a su vez abastece a otras actividades y otros sectores industriales claves para el desarrollo del país”, señaló Gutierrez.

“Si nos ponemos de acuerdo podremos avanzar mucho mas, en inversiones,  producción, eficiencia , menores costos, empleos en el sector  y generación de divisas para el país y recursos económicos para las provincias ”, señaló.

A su turno, el embajador de Argentina en los Estados Unidos, Jorge Arguello, sostuvo que “la administración del presidente  Alberto Fernández  tiene el firme propósito de atraer inversiones para el desarrollo del país en materia de hidrocarburos y otras actividades como la  minería y las telecomunicaciones”.

“Necesitamos que vengan más empresas a invertir a la Argentina, para incrementar la producción, sustituir importaciones, generar empleos, y avanzar hacia el desarrollo”, afirmó.

En lo específico de los hidrocarburos, el funcionario refirió que “desde el inicio del desarrollo de los recursos de Vaca Muerta hubo participación de empresas petroleras de Estados Unidos” y aludió al caso de la asociación de  YPF con Chevron, en 2012.

“Necesitamos tener una economía tranquila para poder desarrollarnos, el equipo económico avanza hacia un acuerdo con el FMI,  el acuerdo pasará por el Congreso de la Nación, y entendemos que ello generará condiciones para un crecimiento sostenido, con equidad social, para superar la crisis económica y social previa, que resultó agravada por la Pandemia”, señaló.

El Subsecretario de Planeamiento Energético,  Javier Papa, hizo referencia a la emergencia sanitaria por el Covid 19 y consideró que “en la post pandemia se deberá avanzar hacia un acuerdo global para reducir la contaminación y afianzar una transición energética”.

“En lo que respecta a la Argentina el gran desafío es proporcionar el marco adecuado y en eso se está trabajando desde  el ministerio de Economía a través de la Secretaría de Energía” refirió.

 El funcionario sostuvo que el objetivo es lograr una matriz energética diversificada en todo el territorio, con el mayor cuidado medioambiental para reducir emisiones de CO2, con costos adecuados para el acceso de toda la población, eficiente y soberana”.

Habló de una transición energética con una fuerte participación inicial del gas natural para abastecer la demanda interna y para su exportación a países limítrofes y a otros por la vía del GNL. Luego describió los objetivos de acrecentar el aporte de energías renovables, incluído el hidrógeno,y continuar con el desarrollo de la energía nuclear, citando el caso del proyecto del reactor CAREM.

La inversión, que superará los 58 millones de pesos, es la más grande en infraestructura educativa que la compañía realiza desde la construcción de la Escuela Técnica Roberto Rocca (ETRR).

Se trata de una ampliación de 600 m2 cubiertos y puesta en valor del ala de talleres, lo que mejorará la organización interna del establecimiento y brindará mayor comodidad a los estudiantes y docentes.

Campana, 12 de mayo de 2021 – Tenaris se encuentra ejecutando una obra histórica en la Escuela Secundaria Técnica Nº1 “Luciano Reyes” de Campana, la institución de su modalidad con mayor matrícula del distrito. El proyecto involucra la ampliación y puesta en valor de los talleres, lo que mejorará la organización interna del establecimiento y brindará mayor comodidad a los estudiantes y docentes, con una inversión de más de $58 millones.

“Este proyecto se enmarca en un plan integral de Tenaris para mejorar las condiciones de aprendizaje de miles de estudiantes en nuestra comunidad. Y nos llena de orgullo que represente la mayor inversión que realiza la compañía en infraestructura educativa desde la creación de la Escuela Técnica Roberto Rocca (ETRR) en el año 2013”, expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur.

El proyecto apunta a sumar 600 m2 cubiertos, más el reacondicionamiento de talleres ya existentes, áreas de uso múltiple y zonas de circulación. La ampliación del ala de talleres a doble piso permitirá sumar nuevas dependencias -salas de máquinas, pañol, baños para alumnos y docentes, oficinas administrativas, escalera y salida de emergencia-, además de conectarla con el Taller de Herrería, Carpintería y Soldadura.

Asimismo, en los talleres ya existentes se ampliarán las ventanas para optimizar la luminosidad y ventilación. Junto a esta ampliación, Tenaris reacondicionará el Taller de Herrería, Carpintería y Soldadura, reconvertirá un espacio semicubierto en un área de uso múltiple -para recreación y comedor- y desmontará estructuras obsoletas, preservando aquellas que revistan de significado histórico para la escuela.

Héctor Chavero, uno de los vicedirectores de la EST Nº1, aseguró que esta “es una obra muy esperada por la gran matrícula de la escuela y la necesidad de mayores espacios para brindar con más comodidad las clases y prácticas educativas”.

Además de la inversión en la escuela, Tenaris anunció en marzo el reacondicionamiento y la creación de cuatro aulas digitales en escuelas públicas de la zona: dos en Campana (Escuela Secundaria Técnica Nº2 y Centro Educativo Municipal -CEM-) y otras dos en Zárate (escuelas secundarias técnicas Nº2 y Nº4). El aula digital que se montará en el CEM tendrá prioridad de uso para los estudiantes de la Luciano Reyes.

Tenaris y la EST Nº1 tienen un vínculo que se remonta en el tiempo. En 2016, junto a la Fundación Hermanos Agustín y Enrique Rocca y a través de la Agencia de Desarrollo Campana, la compañía construyó un Taller de Mecanizado: laboratorio físico de metales, oficina técnica y de proyecto, y dos sectores diferenciados para maquinaria manual y a control numérico. Y en 2019, Tenaris llevó a la EST N1º su programa de Voluntarios en Acción, que en un solo fin de semana renovaron el ala de aulas, pasillos, baños, patio de deportes y fachada. Además, Fundación Rocca donó mobiliario nuevo.

La Escuela Secundaria Técnica Nº1 “Luciano Reyes” cuenta con una matrícula superior a los mil alumnos y ofrece formación en cuatro especialidades: Química, Programación, Electrónica y Electromecánica. Fue fundada en 1951 y a principios de la década de 1980 comenzó a funcionar en su edificio actual, construido sobre un predio donado por Fundación Rocca.

Con el objetivo de promover consumidores responsables, Naturgy lanza la edición 2021 de su programa de uso eficiente de los recursos naturales, acción centralizada alrededor del portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com, así como también a través de un ciclo de capacitaciones a docentes, a fin de brindarle a los mismos herramientas para que puedan concientizar a sus alumnos sobre el cuidado del medio ambiente y el uso razonable de las distintas fuentes de energía y recursos naturales con que cuenta el país..

La novedad del programa este año radica en las capacitaciones a docentes, realizadas en forma virtual, que abordan temáticas tales como Uso Responsable y Eficiente de la Energía; desarrollo y mantenimiento de Huertas & compost; las 3 R de la ecología: reducir, reutilizar y reciclar. Aquellos establecimientos educativos que deseen formar parte de la capacitación pueden solicitarlo a contacto_comunicacion@naturgy.com.ar.

El portal, realizado con el apoyo de Fundación Naturgy, la ONG EcoHouse y del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), cuenta con material didáctico para que los niños puedan, a través de contenido informativo y de juegos lúdicos, concientizarse y realizar un uso eficiente del agua, el gas natural, la electricidad y el papel. Sobre cada uno de estos tópicos los niños poseen información científica, datos de interés, recomendaciones de uso y juegos interactivos para comprobar los conocimientos adquiridos.

A su vez, el portal posee una sección exclusiva para docentes cuyo objetivo es concientizar a los mismos sobre el rol protagónico que posee la energía en la vida diaria y en la economía y desarrollo del país, poniendo énfasis en la importancia de educar en hábitos y conductas eficientes y amigables con el medio ambiente. Los docentes cuentan con material didáctico y videos para usar con sus alumnos, así como también podrán realizar capacitaciones, obteniendo su respectivo certificado que acredita la realización del mismo.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.

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

Con el objetivo de sumar nuevos talentos a sus equipos, Pampa Energía anunció el lanzamiento de la tercera edición de su Programa de Jóvenes Profesionales. La inscripción comenzó el 12 de mayo y tendrá un plazo de aproximadamente cuatro semanas.

El programa tiene una duración de seis meses, en los cuales los jóvenes seleccionados rotarán por las diferentes áreas de negocios asociadas a sus intereses profesionales y a la posición u área de destino que finalmente ocuparán dentro de la compañía.

Pampa se compromete a brindar desarrollo, formación y posibilidad de carrera dentro de la compañía, y la posibilidad de asumir sus primeras responsabilidades en el mundo laboral.

El plan de rotaciones implicará la posibilidad de conocer más de una central o negocio. Las principales áreas de operación están ubicadas en Buenos Aires, Bahía Blanca, Mendoza, Neuquén, Salta y Rosario.

“Durante 2017 y 2019 incorporamos a 34 profesionales recientemente graduados de diversas carreras y gracias al acompañamiento brindado por los líderes de Pampa y a la experiencia obtenida dentro de la compañía lograron fortalecer su formación académica. El objetivo para este año consiste en integrar nuevos jóvenes que puedan acompañar los desafíos de nuestras áreas de negocio y que tengan la posibilidad de asumir responsabilidades y desafíos dentro de la organización”, sostuvo Javier Tabakman, director de Recursos Humanos de Pampa Energía.

El programa busca alcanzar jóvenes profesionales recientemente graduados de las carreras de Ingeniería en Petróleo, Química, Mecánica, Industrial, Electromecánica, Electrónica, Licenciatura en Economía y Administración de Empresas.

Los interesados pueden conocer más detalles sobre el programa y postularse ingresando en:  https://grupociadetalentos.com/talentopampa2021

El Ente Nacional Regulador del Gas concretó la primera reunión con las Licenciatarias de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural por redes referida a “la determinación de la Base Tarifaria, en el marco del proceso de renegociación establecido en el Decreto 1020/20, en orden a la realización de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) “, informó el ENARGAS.

Mientras tanto, se aguarda para los próximos días el anuncio de ajustes tarifarios de transición para este servicio, que la Intervención en el ente regulador estimó el mes pasado en torno al 7 por ciento promedio para usuarios residenciales y un porcentaje menor para las Pymes. El tema esta siendo evaluado en Economía.   

En lo que hace al encuentro por la cuestión Base Tarifaria, estuvieron presentes de manera virtual más de 75 personas, “lo que ratifica el carácter participativo que el Organismo imprime a estas Mesas de Trabajo en pos de consensuar aquello que le fuera encomendado”, se indicó. 

Acerca del contenido de la reunión, el ENARGAS refirió en un comunicado que “desde el Ente se plantearon inicialmente cuáles serían los puntos que deberían ser tomados en cuenta para establecer la metodología de cálculo de la Base Tarifaria, haciendo hincapié en el punto de partida propuesto y la utilización de indicadores para la actualización de la misma. Las licenciatarias, por su parte, presentaron sus inquietudes y sugerencias intercambiando opiniones y comentarios”.  

Participaron de la reunión: Rubén de Muria, Director de Transportadora de Gas del Sur S.A (TGS); Marcela Safar, Gerente de Negocios de TGS; Guillermo Cánovas, Director Comercial y de Asuntos Regulatorios de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN); Marcelo Brichetto, Director de Legales de TGN; Daniel Molinari, Gerente de Administración y Finanzas de Litoral Gas S.A.; Alejandro Pérez, Gerente Comercial de Camuzzi Gas S.A. Por ECOGAS participaron Juan Salum, Gerente Comercial y Fedrico Zuanich, Director de Asuntos Legales junto a Cristian Navarro y Carlos Castro en representación de Gasnea. 

Por parte del ENARGAS participaron, entre otros, Osvaldo Pitrau, Gerente General; Fabián Bello, Gerente de Desempeño y Economía; María; Carolina Guerra Bianciotti, Gerenta de Asuntos Legales; Héctor Maya, Gerente de Protección del Usuario, Jorge Deferrari, Gerente de Distribución y Gas Natural Vehicular; y Hugo Muñoz, Jefe del Departamento de Planificación Regulatoria. 

Las Cámaras de empresas petroleras nucleadas en la CEPH y la CEOPE y los gremios que representan al personal de esa industria acordaron una recomposición salarial para el periodo paritario del año 2020 del 30 por ciento, que se abonara en sumas de carácter no remunerativo hasta su incorporación al salario a partir del mes de noviembre de 2021.

Asimismo se acordó una pauta salarial para el periodo paritario del año 2021 por la cual se abonará un 35%, en diferentes tramos a partir de enero de 2022,  con posibilidad de revisión.

 El acuerdo “refleja el compromiso de todos los actores de la industria, que permitirá sostenerlas inversiones, la actividad y el empleo en las cuencas productivas del país” señaló un comunicado conjunto.

Por la parte sindical firmaron Jorge Avila, Guillermo Pereyra,  Marcelo Rucci, José Llugdar, Pedro Milla, Claudio Vidal, Julian Matamala, Manuel Arévalo y Edgar Villalba.

Poco después de la firma del acuerdo, Jorge Avila (Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut)  describió que  “cerramos un 46,2% de aumento en paritarias 2020 (16,2% ya se había cobrado el año pasado) y otro 35 % más revisión por inflación, para 2021”.

Ávila explicó a los trabajadores que al aumento correspondiente a la paritaria 2020 sumará al 16,2% otorgado en octubre del año pasado, otro 30% que se desglosará de la siguiente manera: 15% en junio de este año, 7,5% en agosto y otro incremento similar en octubre, lo que constituye una propuesta superadora”

Ávila señaló que “el aumento tanto de 2020 como de 2021 refleja un claro sentimiento que tenían los Petroleros de haber perdido plata en su bolsillo y eso hoy se recupera, además que dejamos abierta la cláusula para que en febrero 2022 veamos dónde queda la paritaria”.

“Tenemos el orgullo de haber cumplido con todos los Trabajadores, era la esperanza que traíamos el no defraudarlos después de dos años malísimos como 2019 y 2020, también sacar a los del 223 Bis y ver cómo empezamos a movernos en todos los Yacimientos”.

El titular del Gremio más poderoso de la región indicó que “este es un aumento histórico para nosotros y es el mejor que podríamos haber conseguido, hemos recuperado el salario ya que los trabajadores en el mes de noviembre van a tener todo el salario correctamente dentro de su recibo de sueldo”.

YPF comunicó que en el primer trimestre de 2021 logró “una sólida recuperación de la rentabilidad multiplicando por cuatro el EBITDA (ganancias antes de impuestos,  intereses y amortizaciones) ajustado del  último trimestre del  año pasado y con niveles cercanos a los del mismo período del  2020, cuando todavía el COVID19 no había impactado de manera significativa en el país y en la compañía”.

El informe reveló ganancias operativas por 78 millones de dólares ( que resultó en pérdida de 25 millones después de los costos financieros e impuestos) ,  y un EBITDA ajustado de 767 millones, casi cuatro veces más que los 183 millones del cuarto trimestre del 2020 y  9,9 % menor a la del primer trimestre del 2020.

 Este resultado, señaló la energética, “fue impulsado principalmente por un repunte importante de la demanda de naftas y gasoil, mayores precios de realización en todos los segmentos (post congelamiento),  y una asignación de recursos más eficiente”.

La compañía logró reanudar por completo la actividad en el Upstream que alcanzó un récord en la cantidad de pozos horizontales completados en un trimestre, con 34 pozos dentro la actividad no convencional (gas y petróleo) de un total de 48 pozos en todos sus campos operados.  La producción de hidrocarburos creció 3 % cuando se la compara con el trimestre anterior, impulsada en buena medida por un aumento del 4 % en crudo.

Se destaca el comportamiento de la producción no convencional de crudo (+20 %) a partir de los resultados obtenidos en Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. En este conjunto de campos que representan la vidriera de Vaca Muerta, se alcanzó en marzo un récord de producción de 42.000 barriles de petróleo por día.

Por el lado del Downstream, la demanda local de los principales productos refinados (nafta y gasoil) se incrementó 6 % respecto al trimestre anterior, pero aún está  6 % por debajo de los niveles del primer trimestre de 2019, período que excluye los efectos de la pandemia en la demanda de combustibles.  También,  puntualizó YPF,  “los precios del surtidor pudieron recuperarse mejorando el margen del negocio”.

 En este contexto de pandemia, fue muy relevante el esfuerzo que realizó toda la compañía para reducir los costos y lograr eficiencias a lo largo del 2020. En consecuencia, los costos operativos disminuyeron  21 % respecto del primer trimestre del año anterior con resultados positivos en todos los segmentos.

Por último, el flujo de caja libre (FCF) terminó en territorio positivo lo que le permitió a la compañía reducir aún más los niveles de deuda neta, que disminuyó en 324 millones de dólares al final del trimestre y se ubicó 888 millones de dólares por debajo del primer trimestre de 2020 y alcanzó el menor nivel de deuda neta desde el año 2015, se informó.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) designó su nueva Comisión Directiva para el período 2021-2022. Por unanimidad, los miembros han reelegido a René Vaca Guzmán, Director de PCR, como Presidente, acompañado en la Vicepresidencia por Gustavo Ernesto Castagnino; actual Director de Asuntos Corporativos de Genneia.

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2020.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Andrés Gismondi, Director General de Vestas, como Secretario; y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

La nueva Comisión Directiva quedó conformada entonces por :

Presidente: René Vaca Guzmán (PCR); Vicepresidente: Gustavo Ernesto Castagnino (Genneia); Secretario: Andrés Gismondi (Vestas);Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur); Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Vincent Julien Riedweg (Nordex); Gastón Maximiliano Guarino (Gri Calviño); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Pablo Jauck (Siemens Gamesa); Diego López Cuneo (Hychico). Vocales Suplentes: Florencia Fridman (PCR); Adriana Shimabukuro (Genneia); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Angel Horacio Antelo (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Marcos Cardacci (Nordex); Antonio Barbosa (Gri Calviño); Favio Jeambeaut (PAE); Mehdi Hadbi (Siemens Gamesa); Jorge Carlucci (Hychico). Revisor de Cuentas Titular: Fernando Petruci (Enercon), y Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) es una asociación civil que impulsa el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. La CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica. https://camaraeolicaargentina.com.ar/

En marzo de 2021 la producción de petróleo se redujo  4.4 % i.a y 7.4 % a.a. reveló el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE), destacando que  la medición interanual de marzo de 2021 se compara con marzo de 2020 que tuvo 11 días de cuarentena estricta.

 La producción de petróleo convencional en marzo último cayó 10.6 %  i.a y se redujo 13 % a.a. en los últimos 12 meses.  En cambio, la producción no convencional  (24 % del total) se incrementó 14.7 % i.a y 14.1 % a.a.

 En marzo de 2021 la producción de Gas disminuyó 9.6 % i.a y 10.8 % a.a.  En dicho mes la producción de Gas convencional  (57 % del total) se redujo 8.6 % i.a y 9.2 % a.a.  Por quinto mes consecutivo, la producción no convencional disminuyó más que la convencional: se redujo 10.9 % i.a. y anualmente cae 13 % a.a.

 La cuenca Neuquina, donde se encuentran la mayoría de los desarrollos No Convencionales, fue la cuenca con mayor caída anual del país mostrando una reducción del  10.4 % i.a. y 13.2 % a.a en su producción.  La producción total de gas acumulada durante los últimos doce meses se redujo 10.8 % (14.6 MMm3).

 Por su parte, en el mismo periodo la producción acumulada de YPF se redujo 23.1 %  (9.5 MMm3/d) explicando el  65 % de la caída de la producción total de gas en el periodo y el 87 % de la reducción de las tres principales productoras.

 YPF y Tecpetrol  representan el  60 % de la producción de gas de Vaca Muerta, y explican la caída de la producción de esta formación en los últimos doce meses ya que, en ausencia de éstas empresas, la producción en la formación aumentó 15.3 % aportando 1.5 MMm3/d adicionales.

 DEMANDA

En marzo de 2021 las ventas de naftas y gasoil aumentaron 7.9 % i.m y 30.1 % i.a.  Este último dato se compara contra marzo de 2020, mes con 11 días de cuarentena estricta.  

Durante los últimos doce meses la demanda de combustibles líquidos cayó 15.3 % a.a respecto a igual periodo anterior.  Durante los últimos doce meses, las ventas de Gasoil son 8.7 % inferiores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de nafta son 24.9 % menores.  YPF redujo sus ventas por encima del promedio.

La demanda total de gas natural se redujo 16.9 % i.a. en febrero.  La demanda acumula una reducción del  7.6% (9 MMm3/d menos) en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.  Esto indica que la producción interna cayó más que la demanda en igual periodo,  lo cual implicó un aumento de las importaciones de gas.

 La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 1 % en marzo de 2021 respecto al mes anterior y 3.7 % respecto a marzo de 2020.

 El consumo eléctrico anual presenta una reducción acumulada del  2.8 % a.a.  Se sigue observando que cae toda demanda i.a correlacionada con la actividad comercial pero no así la demanda Residencial debido mayormente a un uso más intensivo en los hogares y, en menor medida, a factores climáticos.

 El consumo industrial muestra niveles mensuales superiores a los del año anterior por tercer mes consecutivo.

SUBSIDIOS ENERGETICOS

 Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a marzo de 2021 fueron $ 105.1 mil millones, esto es U$ 1,187 millones, y aumentaron 228 % respecto a igual periodo de 2020.

 CAMMESA lideró las transferencias recibidas con $ 71 mil millones y un aumento de 184 %,  representando el 67 % de los fondos ejecutados.

 •  Los subsidios energéticos devengados presentan un incremento en términos acumulados en el primer trimestre de 2021 según datos de ASAP.  Las transferencias para gastos corrientes (los subsidios energéticos) aumentaron 228.1 % en el acumulado al primer trimestre de 2021 respecto al año anterior.  Esto implica mayores subsidios por la suma nominal de $ 73,101 millones en acumulados. Tomando la cotización del dólar mayorista promedio del primer trimestre, los subsidios energéticos sumaron U$  1.187 millones en el primer trimestre de 2021.

 En cuanto a la desagregación de los subsidios energéticos, las ejecuciones presupuestarias más importantes acumuladas a marzo de 2021 fueron para CAMMESA ($ 71,100 millones o USD 802 millones) que se incrementó 184.9 % i.a y representó el 67 % de las transferencias realizadas, para el Plan Gas no convencional (Resol. 46 MINEM, $ 16,495 millones) con una disminución del  14.2 % y  para IEASA ($ 12,755 millones) con un aumento del  264 %.

 Esta dinámica en el comportamiento de los subsidios a partir del abril responde a las crecientes necesidades financieras derivadas de la brecha entre costos y precios de la energía.

 Las transferencias acumuladas a marzo de 2021 para gastos de capital fueron  $ 4,576 millones incrementándose en 20.5 % respecto a igual periodo de 2020. Esto implica un monto mayor en $ 3,798 millones respecto a igual periodo de 2020. Las transferencias a IEASA explican la dinámica y se incrementaron 48.9 %.

HIDROCARBUROS – UPSTREAM

• El informe de IAE señala que en  marzo 2021 la producción de petróleo aumentó 0. 9 % respecto del mes anterior y disminuyó 4.4 % i.a respecto de igual mes de 2020. En los últimos doce meses la producció n acumulada fue 7 % inferior respecto a igual periodo anterior .

 En marzo último la producción total de crudo muestra una reducción de 4.4 % respecto al mismo mes de 2020 explicada por los efectos de la pandemia en la actividad y la demanda local en niveles aún inferiores a los observados en la pre -pandemia .  Esto se refleja en una caída interanual en las cuencas con excepción de la neuquina.

 La cuenca Neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, aumentó su producción 2.9 % i.m respecto al mes anterior, mientras que es  1.3% i.a mayor respecto a marzo de 2020.

 La producción en la cuenca Golfo San Jorge (la segunda cuenca productora en importancia ), se redujo 1.5 % i.m. respecto de febrero de 2020 y disminuyó 9 % i.a, mientras que la s cuenca s Austral y Cuyana, que aportan poco al total, redujeron su producción 4.4 % y 16.5 % i.a . respectivamente.  La Cuenca Noroeste redujo su producción 25.9 % i.a.

La producción de petróleo acumulada durante los últimos doce meses fue 7 % inferior a la de igual periodo anterior. En este sentido, en ninguna cuenca la producción anual se muestra creciente.

 La Cuenca Neuquina representa el  48 % de la producción y disminuye 4 % a.a., mientras que la Cuenca Golfo San Jorge , con el 43 % del total,  presenta con una disminución del 7.9 % anual.

 La Cuenca Noroeste presenta una reducción del  2. 5 % en el acumulado en doce meses, la Cuenca Cuyana disminuye 14.3 % anual y la cuenca Austral 25.1 %.

En un desagregado por los principales operadores , se observa que YPF (47 % de la producción total de petróleo ) aumentó su producción 2.8 % en marzo respecto a febrero de 2021 mientras que fue 2.5 % inferior respecto de igual mes del año anterior y  7.7 % menor en el acumulado de los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior.

 Pan American Energy, con una participación de  21 % en el total,  disminuyó su producción   1.4 % respecto del mes anterior y 9.7 % i.a . La producción anual de PAE disminuye 3.8 % a.a.

 Pluspetrol,  SINOPEC y  Tecpetrol  redujeron su producción  5.5 %, 26.5 % y 12.9 % i.a respectivamente.  A su vez, estas empresas redujeron la producción acumulada en doce meses en 9.1 %, 23 % y 1 6.8 % a.a respectivamente.  Por otra parte, Vista aumentó su producción 15 % i.m., 68.4 % i.a y 11.5 % anual. El conjunto de las empresas restantes redujo su producción anual  8.4 %.

El gobierno nacional oficializó la prórroga por 60 días del Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles establecido por la Ley 26.093, “hasta el 12 de julio de 2021 o hasta que entre en vigencia un nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, lo que ocurra primero”.

La extensión limitada del plazo de vigencia del régimen actual para esta industria, aprobado el 12 de mayo de 2006,  se concretó a través del decreto 322/2021 publicado en el Boletín Oficial, y la decisión ya había sido anticipada por la Secretaría de Energía en virtud a la necesidad de contar con más tiempo para definir el detalle de una nueva Ley para el sector, en el marco de la denominada “transición energética” en los planos internacional y nacional.

En los considerandos del decreto se explica además que por la Ley 26.334 se aprobó el Régimen de Promoción de la Producción de Bioetanol con el objeto de satisfacer las necesidades de abastecimiento del país y generar excedentes para exportación. Y el artículo 3° de la citada ley establece que los proyectos de bioetanol aprobados en el marco de la 26.093 se encuentran sometidos a todos los términos y condiciones de la referida norma legal.

También se puntualiza que por estos días “cuenta con estado parlamentario un proyecto de ley por el que se propicia aprobar el “Marco Regulatorio de Biocombustibles” en el que se definirá el nuevo rumbo estratégico del sector, en consonancia con las necesidades energéticas del país”.

La prórroga se dispuso “con el fin de asegurar un adecuado análisis y debate parlamentario del citado proyecto, sin afectar las distintas etapas que integran la cadena de valor del régimen vigente”.

Esta cuestión fue analizada la semana pasada en Tucuman por el secretario de Energía, Darío Martínez, y el gobernador Juan Manzur, durante una supervisión de obras energéticas en esa provincia con fuerte participación en la industria de biocombustibles a partir de la caña de azúcar, actividad regional en la cual trabajan más de 60 mil personas.

En ese marco, Martínez se refirió a la decisión del Gobierno Nacional de prorrogar dos meses la vigencia del marco normativo que regula la producción de biocombustibles en el país.

El Secretario de Energía afirmó que “es objetivo del Presidente de la Nación el desarrollo y la defensa de las economías regionales”,  por lo cual se dispondría la prórroga mientras se discute el nuevo régimen de biocombustibles. “Hay que ser respetuoso del Poder Legislativo -agregó-, pero entendemos que habrá una nueva ley que contempla el corte de bioetanol de caña de azúcar (en combustibles fósiles) en su totalidad, y que protege a las pymes”.

“La Argentina se construye desde cada región y eso es lo importante: cuidar los puestos de trabajo” destacó Martínez, quien junto con Manzur  inspeccionaron el avance de la obra de la Estación Transformadora Los Nogales, que está próxima a su finalización y cuenta con una inversión de 750 millones de pesos financiados por la Nación y la Provincia. También, se interiorizaron sobre la producción de bioetanol en dos ingenios azucareros.

La industria azucarera manifiestó hace un par de semanas su conformidad con el proyecto de Ley de Biocombustibles presentado en la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, por cuanto “contempla los temas de interés del sector”, manifestó el presidente del Centro Azucarero Argentino (CAA), Jorge Feijóo.

El dirigente empresario hiso hincapié en el inicio de la zafra, y remarcó que la actividad azucarera “necesita definiciones que preserven el plan de bioetanol, indispensable para su sostenibilidad económica”.

En cuanto al proyecto de ley presentado por el oficialismo, que se encuentra en trámite parlamentario, Feijóo resumió que las pautas requeridas y que resultaron incluidas en el proyecto fueron nueve, cinco de carácter general en favor de los biocombustibles y cuatro específicas para los azucareros.

Las de carácter general, indicó Feijóo, son a) los biocombustibles que se destinen al corte obligatorio con combustibles fósiles tienen que ser de producción nacional; b) las empresas petroleras no produzcan biocombustibles; c) los biocombustibles permanecen no alcanzados por los impuestos específicos de los hidrocarburos; d) el corte mínimo de bioetanol en nafta debe ser el actual 12%; y e) un régimen de sustitución de importaciones de combustibles fósiles por fuera de los volúmenes que se destinen a corte obligatorio.

Los requerimientos específicos para el sector, a su vez son: a) el bioetanol de caña de azúcar abastecerá un mínimo del 6% de la demanda total de naftas; b) las reducciones del corte de bioetanol de caña de azúcar sólo pueden deberse por razones de escasez y serán temporarias; c) el bioetanol de caña de azúcar tendrá volumen y precio regulado; y d) los ingenios azucareros conservan los actuales cupos de abastecimiento.

Por otra parte, el proyecto en discusión parlamentaria reduce del actual 10 por ciento, al 5 por ciento, la cuota del biodiesel elaborado en base al maíz o soja, para el corte del gasoil, lo que generó reclamos del sector productor.

Así las cosas, habrá que ver como resulta la formulación final de la nueva ley en las próximas semanas.

Con el objetivo de promover consumidores responsables, Naturgy lanza la edición 2021 de su programa de uso eficiente de los recursos naturales, acción centralizada alrededor del portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com, así como también a través de un ciclo de capacitaciones a docentes, a fin de brindarle a los mismos herramientas para que puedan concientizar a sus alumnos sobre el cuidado del medio ambiente y el uso razonable de las distintas fuentes de energía y recursos naturales con que cuenta el país..

La novedad del programa este año radica en las capacitaciones a docentes, realizadas en forma virtual, que abordan temáticas tales como Uso Responsable y Eficiente de la Energía; desarrollo y mantenimiento de Huertas & compost; las 3 R de la ecología: reducir, reutilizar y reciclar. Aquellos establecimientos educativos que deseen formar parte de la capacitación pueden solicitarlo a contacto_comunicacion@naturgy.com.ar.

El portal, realizado con el apoyo de Fundación Naturgy, la ONG EcoHouse y del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), cuenta con material didáctico para que los niños puedan, a través de contenido informativo y de juegos lúdicos, concientizarse y realizar un uso eficiente del agua, el gas natural, la electricidad y el papel. Sobre cada uno de estos tópicos los niños poseen información científica, datos de interés, recomendaciones de uso y juegos interactivos para comprobar los conocimientos adquiridos.

A su vez, el portal posee una sección exclusiva para docentes cuyo objetivo es concientizar a los mismos sobre el rol protagónico que posee la energía en la vida diaria y en la economía y desarrollo del país, poniendo énfasis en la importancia de educar en hábitos y conductas eficientes y amigables con el medio ambiente. Los docentes cuentan con material didáctico y videos para usar con sus alumnos, así como también podrán realizar capacitaciones, obteniendo su respectivo certificado que acredita la realización del mismo.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.

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

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) dispuso a través de la Resolución 130/21 que -en los términos de la Resolución 375/2021 APN-SE#MEC- los usuarios de la categoría Servicio General P (entre los que hay PyMEs) que adquieren el gas natural directamente de productores y/o comercializadores, podrán optar hasta el vencimiento de la emergencia sanitaria, por la contratación de su abastecimiento de gas natural a través de un productor o comercializador, así como de la distribuidora zonal bajo la modalidad de servicio completo. 

Se estima que esta medida significa un ahorro de 5.000 millones de pesos para las PyMEs. Son casi 1.360 PyMEs beneficiadas, distribuidas entre 14 provincias del país (La Secretaría de Energía y ENARGAS posibilitan a las PyMEs el abastecimiento de gas a través del servicio de distribución).  

Asimismo, el Ente estableció que, en caso de hacer uso de la opción establecida en el Artículo 1º conforme la Resolución, aquella deberá ser comunicada a la Distribuidora Zonal con una antelación mínima de cinco (5) días hábiles y se deberá permanecer en el mismo tipo de abastecimiento por el plazo mínimo de doce (12) meses.   

ENARGAS también determinó que las Licenciatarias de Distribución deberán informar a la Gerencia de Protección del Usuario del Organismo, mensualmente, antes del día 5 (o el siguiente día hábil del mes posterior), aquellos usuarios de la categoría del Servicio General P que han optado y hecho efectiva la opción establecida en el Artículo 1º de la Resolución 375/2021 APN-SE#MEC y el Artículo 1º de la presente. En relación a ello, la Gerencia de Protección del Usuario quedó facultada para requerir a las Licenciatarias de Distribución información adicional. 

El Secretario de Energía,  Darío Martínez, confirmó que se dispuso una prórroga por sesenta días del actual régimen para los biocombustibles, plazo en el cual se seguirá trabajando en un  proyecto de Ley para el sector tanto en la Cámara de Diputados como en el Senado de la Nación.

La prórroga será oficializada en las próximas horas a través de un Decreto y de esta manera no habrá baches legales para el desarrollo de esta actividad ya que la vigencia de la ley actual caducaba el 12 de mayo.

Acerca del nuevo proyecto en elaboración , Martínez refirió que “contemplará el corte de bioetanol de caña de azúcar en su totalidad, y se protege a las pymes del sector, en el marco de la transición energética en el mundo y en la Argentina” .

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) firmó un acuerdo de asistencia técnica con el CONICET con el objetivo de asesorar en el diseño de políticas públicas en el marco de la segmentación tarifaria que lleva adelante.  Asimismo, la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (FLACSO) aportará investigadores a los equipos de trabajo.

 La firma del convenio se llevó a cabo entre la interventora del ENRE, Soledad Manín, y el Gerente de Vinculación Tecnológica del CONICET, Sergio Romano.  Del encuentro de trabajo también participó la Presidenta del CONICET, Ana María Franchi.

El programa de segmentación tarifaria permitirá destinar los fondos públicos de manera más eficiente hacia la población en condiciones de mayor fragilidad económica y hacia los sectores productivos definidos como estratégicos, o que requieran una promoción especial por parte del Estado.

 Con esto se busca reducir significativamente los recursos fiscales que se destinan a los sectores de la sociedad de más alto poder adquisitivo. A su vez, se pretende asegurar que los futuros incrementos de las tarifas eléctricas no repercutan en forma desfavorable sobre los sectores más vulnerables de la población.

“Este convenio nos permitirá avanzar en la segmentación sobre el sector residencial, en tanto resulta el principal destino de los subsidios eléctricos y su situación socioeconómica es altamente heterogénea”, aseveró Manín, interventora del ENRE.

“En estos momentos nos encontramos terminando de construir los criterios para distinguir qué personas usuarias realmente requieren de la energía subsidiada y cuáles están en condiciones de afrontar el pago de la tarifa plena”. Y agregó: “Con esta acción lograremos asegurar que los futuros incrementos nominales de las tarifas eléctricas no repercutan en forma desfavorable sobre los sectores más vulnerables de la población y aquellos que más se han visto afectados por la crisis económica generada por el macrismo y la pandemia.”

Sergio Romano, Gerente de Vinculación Tecnológica del CONICET, señaló el presente convenio como “una oportunidad de colaborar con el ENRE en una política central como es la cuestión energética y las tarifas”, y destacó: “Nuestra comunidad de investigadores e investigadoras es muy grande, CONICET está distribuido en todo el país en más de 300 institutos, y está a disposición de las necesidades de nuestro pueblo a través de lo que los distintos organismos nos van reclamando, para ayudar a construir políticas públicas con más conocimiento, tanto territorial como académico”.

Por su parte, Luis Alberto Quevedo afirmó que “para la FLACSO Argentina es muy importante participar de este convenio y poner a disposición los recursos humanos y científicos con los que cuenta nuestra Facultad.  Especialmente teniendo en cuenta nuestra sólida trayectoria en el análisis y seguimiento de los servicios públicos en Argentina, dando continuidad a un trabajo que hacemos desde hace ya muchos años”.

El ENRE trabajará junto al CONICET en definir los criterios para caracterizar la situación socioeconómica de las personas usuarias e identificar en particular a los usuarios y usuarias de altos ingresos. Además, se diseñará la manera de actualizar la titularidad del servicio eléctrico y la información que permita identificar, periódicamente, las modificaciones en las personas usuarias de altos ingresos.

Este convenio de asesoramiento con el CONICET es la continuación de los trabajos iniciados por la Intervención del ENRE como parte de las labores para concretar la segmentación tarifaria. En este sentido, a la fecha se han firmado convenios con la ANSES el 23 de marzo último, y con el SINTyS durante el segundo semestre del 2020.

Asimismo, se trabaja en un convenio con el Registro de Propiedad Inmueble de la Provincia de Buenos Aires y se está articulando el cruce de información con el Banco Central de la República Argentina.

El yacimiento convencional Manantiales Behr, operado por YPF en Chubut, volvió a marcar un récord de producción al alcanzar los 3.918 metros cúbicos día. De esta manera, se registra por tercera vez un nivel de producción inédito para un área con casi 100 años de actividad, destacó la compañía.

Cabe señalar que este récord se obtuvo en el marco de las restricciones impuestas por la pandemia del Covid 19 y a partir del trabajo multidisciplinario de los profesionales de la empresa.

“Estos resultados representan un hito en la Cuenca del Golfo San Jorge y abre un camino para la recuperación de la producción convencional en forma sustentable al aumentar considerablemente el factor de recobro en los yacimientos”, se indicó.

En los próximos meses, la compañía iniciará el primer ciclo de rotación de las plantas de inyección de polímeros, lo que permitirá incorporar nueva producción de crudo con un bajo impacto ambiental. En la actualidad, el 20 % de la producción de Manantiales Behr se genera como consecuencia de la aplicación de estas técnicas de recuperación terciaria. En esta área YPF desarrolló también en los últimos años la producción de energía eólica.

A partir de estos buenos resultados, YPF analiza el desarrollo de futuros pilotos en otros campos de la Cuenca. Se destaca el proyecto en El Trébol con la expectativa de reactivar la producción en el Área de Reserva Trébol Escalante, que tiene más de 45 años de producción por inyección de agua y es un reservorio de características similares a los de Manantiales Behr, se describió.

También, la actividad se extenderá a la provincia de Santa Cruz, con un piloto en Cañadón León, uno de los campos más antiguos que opera la compañía pero que tendría un enorme potencial; y en Los Perales, en donde los primeros resultados muestran un futuro prominente para el desarrollo de recuperación terciaria en la zona. Además, un tercer piloto planificado para este campo permitirá a YPF probar, por primera vez, la inyección selectiva de polímeros, destacó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La suspensión de la reunión de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados (prevista para el miércoles 5) generó preocupación dado el inminente vencimiento (este mes) de la ley que obliga a la mezcla de las naftas con etanol, que en parte es producido a base de caña de azúcar.

En los días previos al inicio de la zafra, los cañeros (más de 8.000 independientes y pequeños productores) ya le anticiparon a los industriales que no “tirarán” caña hasta que Diputados prorrogue la ley actual o sancione un nuevo instrumento que dé certezas al sector.

Mientras,  hay empresarios que ante el inicio de sus moliendas están evaluando si producirán o no alcohol. “Por ahora cuando iniciemos la zafra vamos a producir crudo y azúcar para abastecer al mercado. Pero alcohol sin ley no vamos a producir ”, sostuvo un referente del sector.

Sergio Fara, Presidente de la Unión de Cañeros Independientes de Tucumán, se lamentó de la situación del sector y sostuvo que la bolsa de azúcar ante tanta incertidumbre bajó más de un 30%. 

“Todo subió un 40% y nuestro producto está por debajo de esto. Las mezquindades políticas nos están haciendo trabajar a pérdidas. Hay mucha angustia en los productores”, reclamó. La UCIT presentó una nota al Gobernador, Juan Manzur, solicitando una audiencia para plantear el panorama de emergencia de los cañeros.

El miércoles de la próxima semana vencerá la ley y por ahora, más allá de las versiones y dichos de algunos parlamentarios nacionales tucumanos, ninguna autoridad nacional de peso salió a dar explicaciones al sector, principal actividad económica de las provincias del norte argentino.

Héctor Gay, intendente de Bahía Blanca y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, junto a otras autoridades de la ciudad, inauguraron FISA, la feria multisectorial más grande del sur argentino, que en esta nueva edición tendrá un formato virtual y tiene a Pampa como su sponsor principal. Se llevará a cabo del 4 al 16 de mayo de 2021.

“Esta región es muy importante para Pampa Energía, aquí tenemos nuestros tres parques eólicos que le brindan energía sustentable a gran parte del país y tres centrales que abastecen a miles de bonaerenses. Por eso estamos orgullosos de auspiciar un evento tan importante como FISA y compartir esta inauguración junto al gobernador de la provincia y al intendente de la ciudad” expresó Marcelo Mindlin.

Este año FISA utilizará la plataforma exclusiva www.fisa.com.ar, con diseños creativos y ambientaciones para que el recorrido de la feria virtual sea una experiencia única.

Además, habrá rondas de negocios multisectoriales, con la participación de más de 60 empresas de todo el país, un concurso de fotografía con más de 600 trabajos de ciudades del Sudoeste de la provincia de Buenos Aires y cerca de 100 stands para recorrer e interactuar.

La muestra contará con la participación de disertantes como Marcelo Longobardi, Carlos Melconián, Facundo Manes, Claudio Zuchovicki, Julia Strada, Mateo Salvatto, Jorge Asís, Alejandro Bercovich y Roberto Navarro.

Pampa Energía en la región

En la localidad bonaerense de Bahía Blanca posee dos de sus principales centrales termoeléctricas (Piedra Buena e Ingeniero White), una central de Co-generación que tienen una capacidad instalada de generación eléctrica que suma 734 MW. Además, allí posee dos parques eólicos (Mario Cebreiro y Pampa Energía II) y en el vecino partido de Coronel Rosales el parque eólico Pampa Energía III. Estos tres parques suman una potencia instalada de energía renovable de 206 MW.

AES Argentina presentó una nueva identidad corporativa, alineada a la estrategia global de reflejar su transición a las energías limpias.

El nuevo logo, refleja el compromiso de la empresa en asumir su responsabilidad como líder en la transición mundial hacia las energías renovables. Representa años de trabajo suministrando energía confiable con soluciones sostenibles, innovadoras y competitivas; a clientes y comunidades donde opera.

 “Nuestro objetivo como empresa es hacer más sostenible el suministro eléctrico de nuestros clientes, apoyando y contribuyendo al logro de sus metas de negocio; equilibrando la dinámica entre naturaleza y progreso. Une el legado que hemos construido, con el futuro que queremos acelerar”, destacó Martín Genesio, Presidente de AES Argentina.

AES Argentina, empresa con más de 27 años  de presencia en el país, definió una estrategia local que la llevó a convertirse en líder local en el mercado renovable, con un 34% de la participación de mercado; excluyendo a las empresas de autogeneración. Este objetivo se logró tras la inauguración, en 2020, de dos parques eólicos: Parque Eólico Vientos Bonaerenses y Parque Eólico Vientos Neuquinos, cada uno de 100 MW.

Julián Nebreda, presidente de AES Sudamérica, comentó que “en AES estamos comprometidos en acelerar un futuro de la energía libre de emisiones para atender los impactos del cambio climático, mayor desafío que tiene nuestra generación.”

Nebreda además invitó a ver este cambio “no sólo como un reflejo de lo que somos, lo que fuimos y lo que queremos ser, sino también como una invitación para todos, a acompañarnos en el proceso de acelerar el futuro de la energía, juntos”.

Como uno de los desarrolladores de energías renovables más grandes a nivel mundial, AES incorpora al mercado de generación eléctrica entre 2 y 3 gigavatios (GW) de nuevas energías renovables anuales. Actualmente, la empresa tiene un portfolio de 6 GW en proyectos de energías limpias, incluidos los acuerdos firmados o que se encuentran en construcción.

Acerca de AES Argentina

AES Argentina está presente en el país desde 1993 y es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional. Para llevar adelante sus actividades, opera 10 plantas de generación ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

AES Argentina es líder del mercado a término renovable, con el 34 % del market share, excluyendo las firmas de autogeneración.

En 2020, la empresa inauguró dos parques eólicos de última generación que ya están entregando energía verde, limpia y eficiente al sistema. El primero, Vientos Bonaerenses (ubicado en Tres Picos, Bs. As.) y el segundo; Vientos Neuquinos, siendo este el primer, y por ahora único, parque eólico de la provincia de Neuquén.

Las centrales que opera en el país son: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos.

Por Santiago Magrone

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, a través de las Resoluciones ENRE 106 y 107/2021, definió un incremento del 9 % en la tarifa promedio para los usuarios cuyo suministro esta a cargo de EDENOR y EDESUR, que regirá a partir del 1 de mayo.

La adecuación, se indicó, “se dispone en el contexto de la negociación del Régimen de Transición Tarifaria, en el marco de lo establecido por el Decreto 1020/2020, para alcanzar una solución de coyuntura que garantice la continuidad, accesibilidad y normal prestación de este servicio público esencial”.

La definición y comunicación de este incremento se produjo en un contexto de diferencias de criterios al interior del Ministerio de Economía (Martín Guzmán) -del cual dependen la Secretaría de Energía y la Subsecretaría de Energía Eléctrica- al punto en que se hizo trascender un supuesto pedido de renuncia al Subsecretario Federico Basualdo, que al momento no fue confirmado oficialmente.

Las divergencias tendrían que ver con un supuesto retraso en la tarea de segmentación de usuarios para poder determinar la forma de aplicación de futuras tarifas, cuando concluya una nueva Revisión Tarifaria Integral (2022). También, respecto al monto y cantidad de ajustes en las tarifas de transición ahora dispuestas, luego de dos años de congelamiento.

Las tarifas dispuestas están lejos de las que habían solicitado estas empresas y la Audiencia Pública realizada a tal efecto en marzo, y no queda claro cual será el criterio que seguirá Energía respecto de las inversiones necesarias para mejorar la calidad de éste servicio.

En tanto, el Ente Regulador puntualizó que “de continuar vigentes los ajustes previstos en la RTI de 2016, así como la política de quita de subsidios al precio de la energía que implementó el gobierno de Cambiemos, las tarifas del servicio de electricidad en el AMBA serían hoy, en promedio, un 160 % más elevadas”.

“Desde diciembre de 2019, el gobierno del Frente de Todos ha priorizado la necesidad de morigerar el impacto tarifario sobre el poder adquisitivo de familias, comercios e industrias, en el contexto de emergencia económica, sanitaria y energética declarada por la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva; y más aún bajo la emergencia sanitaria que atraviesa la Argentina en el marco de la pandemia por el virus SARS-COV 2”, señaló el Organismo.

El Ente, que tiene por Interventora a María Soledad Manin, puntualizó que “continuamos trabajando por una política tarifaria que preserve la economía de los hogares y acompañe la recuperación de la actividad económica y productiva”.

En los considerandos de las dos resoluciones se describió con detalle el procedimiento encarado por el gobierno hasta el momento en este sector:

. El Decreto de Necesidad y Urgencia 1020 de diciembre de 2020 determinó el inicio de la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente (desde 2017 y suspendida el año pasado) correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública.

. Dicha norma encomendó al ENRE la renegociación de las revisiones tarifarias, previéndose que durante dicho proceso podrán efectuarse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según corresponda, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados.

. Mediante la Resolución ENRE 16/2021, en enero se encaró el procedimiento para establecer un Régimen Tarifario de Transición hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación y se convocó a EDENOR y a EDESUR  a participar.

. Que, en este contexto, el ENRE puso en conocimiento a Energía sobre el estado de las actuaciones, la realización de la correspondiente Audiencia Pública, y se informó el curso de las negociaciones en el marco del Régimen de Transición.

.“El Ente solicitó a la Secretaría instrucciones respecto a las pautas de aumento que, en su calidad de Poder Concedente disponga, con el fin de finalizar la etapa de renegociación del Régimen Tarifario de Transición”, explican las resoluciones 106 y 107.

. “Al día de la fecha se continúa el procedimiento de Renegociación Tarifaria Integral – Régimen de transición del servicio de distribución de energía eléctrica”, puntualizan ambas resoluciones.

En el marco de este esquema tarifario de transición, la Secretaría de Energía, mediante Nota, “entendió oportuno y conveniente” que el ENRE realice una adecuación del 9 % a aplicar sobre la tarifa final a los usuarios sobre los valores de la Resolución ENRE 79/2021 para EDESUR.

Asimismo, entendió oportuna una adecuación del 9 % a aplicar sobre la tarifa final a los usuarios, sobre los valores de la resolución ENRE 78/2021, para EDENOR.

La referida pauta de aumento, refiere el ENRE, encuentra fundamento en el análisis efectuado por la Subsecretaría de Energía Eléctrica (SSEE), que en uso de las competencias atribuidas por el Decreto 50/2019 y sus modificatorias, sostuvo que,”a la emergencia económica, sanitaria y energética declarada por la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública, se sumó la pandemia causada por el virus SARS-COV 2”.

“Tales circunstancias han ocasionado un deterioro significativo en el año 2020 de la actividad económica, que tuvo una caída de más de 9,9 % respecto de 2019. Los indicadores sociales muestran un preocupante incremento de la pobreza particularmente en los Aglomerados Urbanos del Gran Buenos Aires”.

. “La pobreza que determinó el INDEC para el segundo semestre de 2020 alcanzó el 42 % a nivel país y la indigencia, el 10,5 %. Si se analizan principalmente los Aglomerados Urbanos del Gran Buenos Aires la cifra asciende al 51 % y 15,2 % la indigencia”.

. “El ingreso familiar de los hogares pobres estimados por INDEC en el segundo semestre de 2020 ascendió a $ 29.567, mientras que la Canasta Básica Total (CBT) promedió los 50.854 pesos, lo que determinó una brecha del 41,9 % entre ambos indicadores”, se destacó.

. Asimismo, se indicó que la tasa de desocupación al cuarto trimestre del 2020 (que mide la proporción de personas que no tienen ocupación, están disponibles para trabajar y buscan empleo activamente) fue del 11 %, 2,1 % mayor con respecto al mismo período del año anterior.

En los considerandos de ambas resoluciones se consigna además que en 2020 se registró una pérdida del poder adquisitivo de los salarios de entre 2,3 %  y el 3,3 %, que vino a sumarse al más del 27 % de caída de poder adquisitivo registrado en el período diciembre 2015 – diciembre 2019.

Además, se refiere que “ante la evidente segunda ola de la pandemia que está atravesando la Argentina, resulta necesario continuar con la política de ingresos adoptada por el Estado Nacional”.

“La prioridad es acompañar a los sectores populares y a la clase media propiciando la reactivación de la actividad económica y la recuperación del poder adquisitivo de los trabajadores y las trabajadoras, y en ese contexto, el servicio eléctrico es un pilar indispensable para el crecimiento económico y el desarrollo productivo”, consignan las resoluciones.

En este sentido, se destacó que “de haberse mantenido la política tarifaria resultante de la Revisión Tarifaria Integral realizada en el año 2016, sumado a la quita total de los subsidios, a febrero de 2021 los usuarios residenciales habrían tenido que afrontar un 168 % de aumento en sus facturas, entre 116 % y 130 % los comercios, y entre 128 % y 139 % las industrias”.

“El impacto de dicha política habría deteriorado el poder adquisitivo de las familias: la factura de energía eléctrica hubiese pasado de representar el 5% al 12 % de los ingresos de un Salario Mínimo Vital y Móvil; del 2 % al 5 % para un salario promedio del sector privado, y del 5 % al 14 % de los ingresos de los trabajadores pasivos”, señalan las resoluciones para explicar el ajuste tarifario ahora dispuesto.

En cuanto al criterio aplicado, las resoluciones indican que “para realizar la pauta de aumento dispuesta por la Secretaría de Energía  se partió de considerar un cuadro tarifario conformado con los precios mayoristas de la energía, potencia y transporte establecidos por Resolución SE 131/2021, sin contemplar ajustes correspondientes a períodos anteriores (ex post), y el Costo Propio de Distribución (CPD) “puro” ajustado a febrero 2021, sin contemplar cuotas pendientes ni ajustes de períodos anteriores”.

Asimismo, se explicó que “una vez determinado este cuadro tarifario “base”, se procedió a ajustar los CPD de las distintas categorías/subcategorías tarifarias para obtener el aumento del 9 % objetivo en la factura promedio de cada una de ellas: pequeñas demandas residenciales (R1 a R9), general (G1 a G3) y alumbrado público; T2 (medianas demandas entre 10 kW y 50 kW de potencia contratada) y T3 (grandes demandas mayores a 50 kW de potencia contratada).

Respecto de la categoría T3, se encuentra dividida de acuerdo al nivel de tensión del suministro, esto es baja tensión (BT), media tensión (MT) y alta tensión (AT), y esta es la forma en que se asigna el CPD entre cada una de ellas.

La división de cada nivel de tensión entre demandas mayores o menores de 300 kW obedece a la segmentación de los precios de la energía en el mercado eléctrico mayorista que son trasladados a tarifa, que reflejan un mayor o menor nivel de subsidio por parte del Estado Nacional y es independiente de la asignación del costo de distribución de la energía.

Como resultado de los ajustes realizados, el CPD anualizado de la distribuidora se incrementó un 21,8 %, representando el 44 % de la facturación total estimada de la empresa, aproximadamente. La tarifa media total se ubica en el orden de $ 5,020 por kilovatio hora para EDESUR.

Para el caso de EDENOR, el CPD anualizado de la distribuidora se incrementó 20,9%, representando el 46 %  de la facturación total estimada de la empresa, aproximadamente. La tarifa media total se ubica en el orden de $ 5,127 por kilovatio hora.

Las resoluciones también indican que, de acuerdo al incremento de CPD, corresponde actualizar los valores del Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y del Costo de la Energía No Suministrada (CENS), que EDESUR y EDENOR deberán aplicar para la determinación y acreditación de las bonificaciones correspondientes a los usuarios afectados por deficiencias en la calidad de producto técnico, calidad de servicio técnico y comercial, según corresponda, a partir del primer día de control del periodo semestre 50 (marzo 2021 – agosto 2021).

Los nuevos cuadros tarifarios de ambas compañías tienen vigencia a partir de la facturación correspondiente a la lectura de medidores posterior a las Cero Horas del 1 de mayo de 2021, y las empresas deberán publicarlos dentro de los 5 días posteriores a su entrada en vigencia.

La Fundación Pampa premió a cuatro proyectos innovadores creados por equipos de becarios y becarias, enfocados en energías, innovación tecnológica, sustentabilidad y desarrollo humano, pertenecientes a las provincias de Mendoza, Neuquén, Salta y Buenos Aires.

Proyecto Joven es parte del programa de acompañamiento a los becarios universitarios de la Fundación Pampa que finalizan sus estudios superiores.

Nicolás Trotta, ministro de Educación de la Nación y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía y Fundación Pampa, participaron del acto de premiación.

Los proyectos seleccionados fueron evaluados por una amplia representación de expertos de universidades de todo el país y por organizaciones destacadas en innovación, emprendedorismo y desarrollo sostenible. De un total de 19 proyectos, los 4 destacados fueron:

San Rafael Verde (Mendoza): un proyecto enfocado en cuidado ambiental y economía circular.Datalogger Analizador Trifásico (Bahía Blanca, Buenos Aires): una solución para medir la eficiencia energética.Interpress App (Neuquén): un prototipo móvil que mejora la vida de personas con hipoacusia.Plataforma Conectar Conocimiento (Salta): una plataforma diseñada por estudiantes para acompañar la trayectoria de estudiantes universitarios.

El espíritu de Proyecto Joven es acompañar a los becarios que están cursando el último tramo de sus carreras de grado con una propuesta innovadora que les permita consolidar el acompañamiento y las capacidades que les brindó el programa de becas durante al menos tres años.

El programa acercó capacitación, acompañamiento y mentoría, y desarrollo de habilidades sociales y emocionales, a través de una metodología de convocatoria que impulsó la formulación de ideas innovadoras, la investigación y el desarrollo de proyectos. Proyecto Joven se destacó en brindar formación con eje en innovación, liderazgo colaborativo, modelo de negocios, pitch y comunicación de proyectos.

Los 42 becarios que iniciaron Proyecto Joven en junio 2020 sumaron a sus equipos a 41 estudiantes y docentes. De los 19 proyectos presentados, 4 recibirán un capital semilla y acompañamiento durante 2021 que les permitirá avanzar en el desarrollo y la concreción de las ideas, en Buenos Aires, Gran Buenos Aires, Bahía Blanca, y en las provincias de Mendoza, Neuquén y Salta.

Participaron del proceso tutores y mentores externos e internos de Pampa Energía, capacitadores, y referentes de organizaciones líderes en los temas vinculados al proyecto como Mayma, Socialab y Kolibri.

El Secretario de Energía de la Nacion,  Darío Martínez, determinó el mecanismo que se utilizará para regularizar la deuda que mantienen las distribuidoras del servicio eléctrico con CAMMESA.

El funcionario firmó la resolución 371/2021 que establece parámetros específicos para que todas las distribuidoras en iguales situaciones de morosidad y cumpliendo idénticos compromisos, accedan a las condiciones que otorgó el artículo 87 de la Ley 27.591 (de Presupuesto Nacional) .

Martínez expresó que “comienza ahora el inmenso trabajo que hará CAMMESA con cada una de  las distribuidoras para elaborar los respectivos acuerdos de regularización de deudas con el MEM”.

El Secretario de Energía agregó que “esta regularización permitirá dar certezas a las distribuidoras en la elaboración de sus programas financieros, ordenar el flujo financiero del sistema eléctrico en general, otorgar claridad en las relaciones de la administradora del MEM con las distribuidoras, y generar previsibilidad en el cumplimiento de las obligaciones que las distribuidoras tiene con CAMMESA”.

Martínez destacó que “las quitas o condonaciones que autoriza el artículo 87 de la Ley 27.591 serán otorgadas de acuerdo a parámetros objetivos. Se otorgará condonación de un monto igual a una factura mensual promedio por haber seguido la política de congelamiento determinada por el gobierno nacional para la emergencia sanitaria”.

Además se otorgará una condonación equivalente a dos facturas promedio en función del tratamiento y consideración especial que, por la situación de excepción, las distribuidoras tuvieron con sus usuarios.

Asimismo, afirmó,  “se otorgará un monto adicional de condonación, por una factura promedio, en función al plan de obras destinadas al mejoramiento del servicio y a las medidas que se adopten para mejorar la eficiencia energética”.

El Secretario de Energía sostuvo que “en esta reglamentación las cooperativas tendrán un tratamiento diferencial y más favorable  dado su carácter de empresa social, y la ausencia de fines de lucro en sus objetivos”. Podrán optar por el mecanismo general o por una condonación que alcanza el 40 % de la deuda”.

El funcionario declaró que “sabemos que el trabajo será arduo pero confiamos en el profesionalismo y eficiencia del equipo de trabajo de CAMMESA para elaborar junto a cada distribuidora los acuerdos de regularización individuales”.

Cabe referir que el  Artículo 87 de la Ley de Presupuesto Nacional 2021 puntualiza, respecto de las obligaciones pendientes de pago con CAMMESA y/o con el Mercado Eléctrico Mayorista por las deudas de las distribuidoras, ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020,  un régimen especial de regularización de obligaciones, en las condiciones que establezca la autoridad de aplicación.

El régimen de regularización deberá establecer “criterios diferenciados para lo cual considerará  origen y trayectoria de la deuda de cada una de las distribuidoras, la situación social media de sus usuarias y usuarios, y priorizar la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones, provincias y municipios y el mejor impacto en el servicio público”.

La ley referida agrega en el artículo 87 que “los criterios podrán contemplar diferentes alternativas, considerando las pautas mencionadas anteriormente, pudiendo reconocer créditos equivalentes a hasta cinco (5) veces la factura media mensual del último año o el sesenta y seis por ciento (66%) de la deuda existente”.

“La deuda remanente deberá ser regularizada mediante un plan de pagos con un plazo de hasta sesenta (60) cuotas mensuales, hasta seis (6) meses de gracia y una tasa de interés equivalente de hasta el cincuenta por ciento (50%) de la vigente en el MEM”. Los créditos se harán efectivos en el marco del acuerdo de regularización de deudas que mantienen con CAMMESA.

Asimismo, en cumplimiento de sus obligaciones y responsabilidades, se podrá acordar diferentes mecanismos que promuevan la ejecución de inversiones para lograr la mejora de la calidad del servicio o propender una reducción de las deudas de los usuarios en situación de vulnerabilidad económica.

La autoridad de aplicación podrá llegar a acuerdos de regularización en forma particular con cada una de las distribuidoras.

Las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM estarán obligadas a trasladar las condiciones otorgadas por el presente artículo a los distribuidores de energía eléctrica cooperativos que no son agentes del MEM y a los que les suministran la energía y potencia en bloque, adquirida del MEM con destino a aquéllas para su posterior distribución a los usuarios finales.  Para el supuesto caso de que ello no sea posible, la autoridad de aplicación (Energía) determinará la modalidad de instrumentación del traslado del crédito y/o plan de pagos otorgado por este artículo a las cooperativas distribuidoras no agentes del MEM.

La demanda de energía eléctrica en el mes de marzo último registró una baja de 0,8 % promedio país en comparación con la del mismo período del año pasado, con caídas en los consumos residencial y comercial, mientras que el consumo industrial subió fuertemente, indicó  el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En marzo de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 11.058,4 GWh  mientras que en el mismo mes de 2020 había sido de 11.114,2 GWh1, de lo cual resulta el descenso interanual de 0,8 por ciento.  Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 9,7 % respecto de la demanda de electricidad en febrero de 2021, cuando había totalizado 10.084,8 GWh.

En marzo último se registró una potencia máxima de 22.447 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 y tuvo un decrecimiento de 4,5 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial sufrió una caída del  6 %, siendo un 28 % del consumo total, y  la demanda industrial, que representó el  29 % del consumo total, tuvo  una fuerte suba del orden del 12 % aproximadamente.

Al observar  la demanda por tipo de usuario, se presentó un decrecimiento tanto para la demanda residencial  como para los consumos intermedios, algo que se compara con lo ocurrido un año atrás, en el mes donde comenzó un aislamiento estricto (ASPO)  a partir del 20 de marzo de 2020 por la llegada de la pandemia del Covid 19. En tanto, la gran industria muestra un crecimiento de la demanda, al igual que en los últimos meses, y se encuentra en valores superiores a los del año pasado, recuperando terreno desde el comienzo de la fase de Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO).

 DATOS GENERALES MARZO 2021

 La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido marzo de 2021) 9 meses de baja (abril -11,5 %;  mayo de 2020, -7,6 %;  agosto , -6,4 %;  septiembre, -1,7%;  octubre  -3,5 %; noviembre de 2020, -4,2 %; enero de 2021, -0,3 %; febrero de 2021, -7%;  marzo de 2021, -0,8%)  y 3 meses de suba (junio de 2020, 0,9 %;  julio de 2020, 1,2 %; y diciembre de 2020, 1,5 %).  El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de la demanda del -3,1 %.

 Por otro lado, los registros muestran que el consumo de abril de 2020 llegó a los 8.469,8 GWh; mayo, 9.588,9 GWh;  junio, 10.748,5 GWh;  julio, 12.178,4 GWh;  agosto de 2020, 10.725,4 GWh; septiembre, 10.042,9 GWh;  octubre, 10.007,4 GWh;  noviembre, 10.090,9 GWh;  diciembre de 2020, 11.330,1 GWh;  enero de 2021, 11.927,1 GWh;  febrero de 2021, 10.841,4 GWh; y en  marzo de 2021 llegó a los 10.058,4 GWh.

El mes de marzo 2020 fue más cálido en comparación a marzo 2021. La temperatura media de marzo fue de 22.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 24.4 °C, y la histórica del mes es de 21.6 °C.

En cuanto al consumo por provincia, en marzo último fueron 15 las provincias y empresas que marcaron descensos:  Formosa (-15%), San Juan (-14%), La Rioja (-13%), Tucumán (-12%), Chaco (-10%), Santiago del Estero (-9%), Catamarca (-8%), Mendoza y  Corrientes (-7%), Salta ( 5%), Neuquén (-3%), EDELAP  y  Entre Ríos (-2%), entre otros.  En tanto, 11 empresas o provincias presentaron ascensos en sus niveles de consumo de electricidad:  Santa Cruz (6%), Jujuy y  EDEA (5%),  Misiones,  Chubut, Santa Fe, EDEN y EDES (3%),  Río Negro (2%),  Córdoba y La Pampa (1%).  En tanto, San Luis mantuvo el mismo nivel de consumo que el año pasado.

 En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el  31 %  del consumo total del país, tuvieron en marzo un descenso conjunto de 2 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 1,2 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió 3,1%.  En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 2,4 %.

 DATOS DE GENERACIÓN

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

 En tanto, la generación hidráulica se ubicó en el orden  1.991 GWh  en marzo 2021 contra 2.203 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa de casi el 10 %.  Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM estos siguen siendo bajos.  No son muy diferentes en marzo 2021 comparados  con el mismo mes del año pasado anterior y se encuentran por debajo de los valores históricos esperados en cada cuenca.

 En lo que respecta a los combustibles, al igual que en los últimos meses, si bien la energía exportada fue menor, parte del uso de combustibles alternativos estuvo  asociada a la operación de exportación, siendo el gas natural el principal combustible utilizado a la hora de generar energía local.

Así, en  marzo del 2021 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de  64,51 %  en función de los requerimientos de la demanda.  Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron para satisfacer el 17,16 % de la demanda,  las nucleares proveyeron al  6,13  % , y las generadoras de fuentes alternativas aportaron el  11,34% del total generado. La importación de energía eléctrica cubrió al 0,85 % de la demanda total.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 22-04-21)

 Según informa CAMMESA, la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), presenta una caída de 4,8 % para las primeras tres semanas de abril. Asimismo, en la industria en total, para el mismo período, la caída es de 0,2%.  En este mes se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la construcción como también las químicas, caucho y plástico. Mientras, cayeron las demandas de energía en actividades relacionadas con productos metálicos no automotor, madera y papel, la industria textil y la automotriz.

 Uno de los sectores que más cayó en su demanda de energía en el último mes es el de comercio y servicios, con cerca del  51 % y otro es el de la industria automotriz con una baja de 21 %.

 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, sobre todo, desde el DISPO en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente la misma demanda que el año anterior, mientras que en enero, febrero y marzo se igualaron o superaron algunos de los registros del año 2020, en el contexto previo a la pandemia.

 Marzo y abril de 2021 fueron alcanzados por el distanciamiento social (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) algo que, sin embargo, ya no está impactando principalmente en la gran demanda, señaló Fundelec.

El presidente y CEO de Vista (Oil & Gas), Miguel Galuccio, presentó los resultados del primer trimestre del año donde la compañía registró un salto significativo del  56 % en su producción de petróleo con respecto al primer trimestre del año pasado.

Además, logró su producción total más alta en un trimestre, al alcanzar los 34.067 boe/d,  un 29 % más respecto al mismo periodo del 2020. Ambos incrementos se deben al mejor desempeño alcanzado en Bajada del Palo Oeste, Vaca Muerta.

El lifting cost fue de 7,5 $ /boe, un 24 % menos al registrado en el primer trimestre del  2020, y un 6 % menos respecto al trimestre anterior.  Desde la puesta en producción de sus primeros pozos la compañía ha reducido  45 % los costos de perforación y completación,  indicó la empresa.

El EBITDA ajustado fue de 58,3 $MM, un aumento de 62 % en comparación con el trimestre anterior y un aumento de  131 % en comparación con el primer trimestre de 2020.

Los ingresos totalizaron 115,9 $MM,  un aumento de  46 % con respecto al cuarto trimestre del 2020, y  58 % por encima de lo generado en el primer trimestre del año pasado.  Al cierre del periodo, la utilidad neta fue de 4,9 $MM.

Vista invirtió 78,1 $MM,  un 9 % más respecto del primer trimestre del 2020.  Además, obtuvo un flujo de caja operativo positivo de 36,6 $MM, y exportó el  46 % de sus volúmenes de petróleo.

Durante la presentación de resultados, Vista anunció la publicación de su primer reporte de Sustentabilidad, bajo los lineamientos e indicadores de medición de progreso definidos por el Global Reporting Initiative (“GRI”) y por el Sustainability Accounting Standards Board (“SASB”).

La compañía adhirió a los Diez Principios del Pacto Global de la ONU para contribuir con ocho de sus Objetivos de Desarrollo Sostenible (“ODS”) y, adicionalmente, suscribió a los Principios de Empoderamiento de las Mujeres(“WEPs”).

De esta manera,  se indicó, Vista concluye un trimestre con resultados que están en línea con las metas operativas y financieras anunciadas en la presentación de Resultados Anuales 2020.

Durante la presentación, Miguel Galuccio  afirmó que “el cambio climático se convirtió en un tema central que cruza a todas las industrias. Y desde nuestro lugar, aspiramos a ocupar un papel de protagonismo en la transición energética para convertirnos en una compañía confiable, eficiente y de bajas emisiones de carbono”.

 “Este año determinamos nuestros niveles de referencia de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a partir del cual diseñaremos un plan de acción para su disminución que presentaremos en el próximo reporte”, remarcó.

Al tiempo que enumeró los logros que ya ejecutó Vista:  “El 99 % de nuestra producción se transfiere por ductos minimizando la huella de carbono;  el 100 % del transporte del  agua se hace por ductos, lo que evitó a la fecha más de 50.000 viajes de camión en nuestro bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta;  readecuamos todos los estándares de seguridad y alcanzamos una Tasa de Incidentes Registrables menor a 1, lo que nos ubica en altos estándares globales;  y seguimos fortaleciendo nuestro compromiso en las comunidades donde operamos”.

La Secretaría de Energía de la Nación activará en las próximas horas una Resolución en procura de garantizar la provisión de gas natural a las Pequeñas y Medianas Empresas del país.

Con la firma del Secretario del área, Darío Martínez, la norma le permitirá a ese segmento de la actividad económica optar temporalmente por continuar contractualizando su provisión de fluido libremente a través de un productor o un comercializador, o bien incorporarse como usuario a la distribuidora del servicio correspondiente a su zona o región,  bajo la modalidad de servicio completo.

De esta manera, se indicó,  la resolución confeccionada en conjunto con el ENARGAS y con IEASA “resuelve el problema que podía suscitarse con la provisión de gas natural a las pymes de distintas regiones del país”.

Al respecto,  Martínez expresó que “el declino de la producción de  gas natural argentino, que buscamos revertir con la puesta en marcha del Plan Gas.Ar, sumado a la parálisis de tres semanas en las tareas de perforación y conexión de nuevos pozos que ocurrió en la Cuenca Neuquina, generaron incertidumbre en un sector de pymes que, estando hace algún tiempo fuera de la demanda prioritaria, no conseguían contractualizar con las productoras o comercializadoras la provisión de gas para el desarrollo de sus actividades en esta parte del año”.

El Secretario declaró que “el Presidente de la Nación y el ministro Martín Guzmán nos instruyeron para proteger a las pymes y resolver de inmediato esta situación”.

Martínez explicó que “junto al equipo de Federico Bernal, del ENARGAS, y al de Agustín Gerez, de IEASA, abordamos este problema que temporalmente tiene el sector pyme, y elaboramos esta resolución que traerá tranquilidad y asegurará la provisión de gas a este segmento tan importante en cada región del país para el desenvolvimiento de la actividad económica y la generación de empleos”.

La norma determinará que las pymes que pertenecen a la categoría SGP3 Grupos I y II, podrán optar, mientras dure la vigencia de la Emergencia Sanitaria prorrogada por el Decreto 167/21, por permanecer en el segmento de libre contratación o incorporarse como usuario de la distribuidora de gas correspondientes a su región.

En forma simultánea,  la norma instruye a IEASA a abastecer los volúmenes de gas adicionales que requieran las distribuidoras por la demanda adicional que se produzca debido a la incorporación de estos nuevos usuarios.

La  resolución de inminente oficialización se basa en el contenido del Decreto 892 del 13 de noviembre de 2020 por el cual se declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario la promoción de la producción de gas natural argentino.

Por el citado decreto se aprobó el “Plas Gas Ar” (2020-2024), basado en un sistema competitivo en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte  (PIST), y se instruyó a Energía para instrumentarlo con la participación voluntaria por parte de las empresas productoras,  las prestadoras del  servicio público de distribución,  las de subdistribución que hagan compras directas a las productoras, y  de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

El mismo decreto faculta a la Secretaría de Energía, en su carácter de autoridad de aplicación, a dictar las normas complementarias y aclaratorias que resulten necesarias para la ejecución e implementación del Plan Gas Ar.

Asimismo, se estableció que, en el marco de la declaración de emergencia pública corresponde priorizar el acceso al gas natural de los usuarios residenciales-domésticos y de aquellos usuarios no domésticos sin cantidades contractuales mínimas, o sin contratos, denominados, estos últimos, “Servicio General P1, P2 y P3 Grupo III”, por sobre otras categorías de demanda.

Bajo esa tesitura, se determinó que el esquema de abastecimiento a diseñar debía, necesariamente, excluir otros segmentos de la demanda ya que, aunque también son centrales para el normal funcionamiento de la economía, estarán en condiciones de acceder al gas natural por medios alternativos sin sustraer volúmenes a la garantía de abastecimiento minorista y de usuarios o usuarias prioritarios conforme dicho Decreto.

Y se agregó entonces que “corresponde excluir de la demanda garantizada por el esquema a las categorías del “Servicio General P3 los Grupos I y II”, así como también a los usuarios que adquieran gas natural con destino a expendio de GNC”.

Pero  ocurrió que la emergencia sanitaria persiste, fue ampliada por Decreto 260/2020, y fue prorrogada por Decreto  167/2021 hasta el 31 de diciembre próximo inclusive.

En la situación coyuntural descripta, impactada por la emergencia  generada por la pandemia COVID – 19,  “resulta conveniente compatibilizar los objetivos del  Decreto  892/20 con una medida de transición tendientes a la protección de los usuarios del Servicio General P 3 –Grupos I y II- sin que ello repercuta sobre la demanda garantizada antes aludida”, explica Energía.

Así, ahora se estableció que corresponde  activar un “régimen transitorio y coyuntural” permitiendo que los usuarios del Servicio General P 3 –Grupos I y II- que adquieren el gas natural directamente a productores y comercializadores, cuenten con la posibilidad de optar por la contratación de su abastecimiento de gas natural no solamente a través de ésos sino también, de la distribuidora zonal, bajo la modalidad de servicio completo.

De acuerdo a lo previsto en el Decreto 892/2020, le caben a IEASA responsabilidades de abastecimiento de gas natural para la demanda prioritaria a efectos de complementar y suplementar los mecanismos establecidos en el “PLAN GAS.AR”.

Los usuarios Servicio General P 3 -Grupos I y II- podrán ahora optar, hasta el vencimiento de la emergencia sanitaria,  por la contratación de su abastecimiento de gas natural a través de la distribuidora zonal.

Energía encomendó al Ente Regulador  (ENARGAS)  que haga efectivo lo dispuesto en la nueva Resolución, y a IEASA a “celebrar contratos con las prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes respecto de los volúmenes que resulten bajo la modalidad de servicio completo”.

Ya se había tomado una medida similar el año pasado en el comienzo de la pandemia caUsada por el Coronavirus. En esta oportunidad, la necesidad de camas en AMBA hace vital la puesta en condiciones del predio para recibir enfermos.

Edesur puso a disposición del Municipio de Ezeiza el “Centro de Capacitación y Entrenamiento Beatriz Ghirelli”, que funcionará nuevamente como hospital de campaña y contará con 120 camas para pacientes de baja complejidad, ante la segunda ola de coronavirus.
El predio ya fue utilizado para el mismo fin el año pasado en el inicio de la pandemia y vuelve a montarse ante el fuerte rebrote de Covid-19 que se vive en el AMBA.

El intendente de esa localidad, Alejandro Granados, ya envió camas y colchones para acondicionar el espacio ante una posible necesidad de dar asistencia a personas contagiadas. En tanto Edesur sumó adecuaciones al edificio.

A diferencia de lo ocurrido en 2020, hoy los centros de atención médica de la región se encuentran muy exigidos por el alto número de casos, por lo que el hospital de campaña busca contribuir a la atención de pacientes.

El edificio del centro de capacitación de Edesur fue inaugurado en marzo de 2020, por lo que se encuentra en excelentes condiciones. El año pasado se donaron además más de 1.200 unidades de sábanas, toallas y frazadas para las camas instaladas en el predio.

Su ubicación, en Tristán Suárez lo vuelve estratégico, ya que cuenta con acceso directo a la Autopista Ezeiza-Cañuelas, está próximo al Aeropuerto Internacional Ministro Pistarini y a 50 minutos del centro de la Ciudad de Buenos Aires.

El predio posee dos espacios cubiertos. Uno tiene 328 m2 con cocina y sanitarios, un galpón de 1.800 m2 con 4 salas con aire acondicionados y un amplio salón de usos múltiples que puede adaptarse a las necesidades de atención sanitaria. Cuenta con internet WiFi y dispone de una amplia superficie que puede adaptarse a las necesidades de la coyuntura.

“Contribuir con la comunidad en este momento crítico es una obligación. Además de reforzar el suministro eléctrico en hospitales, centros de vacunación y clínicas, poner a disposición un espacio de estas características es nuestro aporte para superar la adversidad”, señaló Juan Carlos Blanco, presidente de Edesur.

En el día de la RSE, la compañía logró adaptar y reconvertir en formato y contenido más del 90% de sus actividades para continuar acompañando a las comunidades en contexto de pandemia.

En el marco del Día de la Responsabilidad Social Empresaria, Pan American Energy reafirma su compromiso con las comunidades cercanas a sus operaciones. Mediante un trabajo sostenido de triple impacto, durante la pandemia se implementaron más de 140 programas y actividades – con especial foco en Salud, Educación y Pymes – que alcanzaron a más de 550.000 personas de todo el país. En este último año, la compañía logró reconvertir más del 90% de sus iniciativas en formato y contenido para poder dar respuesta a las nuevas necesidades que despertó la pandemia.

Con la certeza de que la salud es un tema central en esta coyuntura, PAE elaboró un Plan de Acción Integral por COVID-19 para acompañar al personal sanitario a través de la provisión de equipamiento e insumos críticos que incluyó el armado de cuatro hospitales de campaña. En paralelo, se brindó un plan de entrenamiento y capacitación a más de 6.000 profesionales de la salud para el manejo y cuidados de pacientes con el virus.

En el plano educativo, se puso especial foco en la transformación digital, el teletrabajo y la educación a distancia. Así, más de 15.000 alumnos se capacitaron en nuevas herramientas digitales para impulsar su inserción laboral, y más de 23.000 docentes recibieron formación en educación virtual y nuevas herramientas pedagógicas. Por su parte, el Programa de Becas PAE, reforzó el acompañamiento a más de 120 estudiantes a través de encuentros y charlas técnicas virtuales a lo largo del año.

La pandemia generó un impacto mayor en las pequeñas y medianas empresas. Por eso, el Programa Pymes PAE se adaptó de forma rápida a la virtualidad. Se desarrolló un Plan Integral de Acompañamiento 100% virtual para promover la sustentabilidad y proteger a su cadena de valor, afectada por la baja en la actividad. Así, más de 250 pymes de todo el país – que emplean a más de 12.000 personas – recibieron asistencia directa y consultoría y se dictaron 2.860 horas de contenidos. Por su parte, buscando desarrollar soluciones para la postpandemia, se realizaron tres ediciones de la Hackatón “El futuro cuenta con vos” en Chubut, Santa Cruz y Neuquén, de las que participaron 2.400 personas, con un total de 437 proyectos presentados.

El compromiso ambiental también se mantuvo firme: durante el último año se comenzó a trabajar en cuatro municipios de la Provincia de Neuquén en la gestión de residuos sólidos urbanos. Además, se diseñó un plan de conservación ambiental focalizado en tres ejes: costero marino, estepa patagónica y yungas.

“El 2020 fue un año muy particular en el que la pandemia obligó a redefinir metas y también acelerar ciertas iniciativas que se estaban diseñando. Así, a lo largo de todo el año reforzamos nuestro compromiso con las comunidades de las que formamos parte, readecuando nuestros programas de sustentabilidad y trabajando articuladamente con las autoridades nacionales, provinciales, municipales y organizaciones del tercer sector. El Día de la RSE nos invita a continuar en el camino de los Objetivos de Desarrollo Sostenible que, en PAE, son eje central de nuestro trabajo diario” sostuvo Agustina Zenarruza, Gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy.

En un contexto complicado por los conflictos sociales en Neuquén, que distorsionan objetivos de producción en Vaca Muerta, la Secretaría de Energía de la Nación fijó los criterios para autorizar las exportaciones de gas natural en firme, producido en el país considerando los excedentes del fluido durante el período estival de cada año, y priorizando los volúmenes que se produzcan en las cuencas Neuquina y Austral, en el marco del Plan Gas Ar 2021/2024.

Lo hizo a través de la Resolución 360/2021 publicada en el Boletín Oficial, y refiere que el artículo 4 del Decreto  892/20  (Plan Gas Ar) dispone que “podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme por hasta un volumen total de once (11) millones de metros cúbicos por día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal”.

“La estacionalidad de la demanda de gas natural en el país, con excedentes durante los meses de verano, conlleva un desafío para la viabilidad económica de los proyectos de explotación, circunstancia que lleva a desarrollar alternativas que permitan colocar los excedentes de gas natural durante el periodo estival”, se explica.

Y agrega que “la seguridad del abastecimiento interno a los menores costos posibles se logra con la inserción del país en el corto plazo, en modelos de integración energética regional dinámica y activa con países vecinos y, en el largo plazo en modelos de inserción global, que permitan suavizar las variaciones estacionales de la demanda local y la consecuente variabilidad de los niveles de producción local, a través de la importación y la exportación de excedentes de gas natural”.

Tal exportación de gas podrá ser tanto “por ductos como mediante su licuefacción en el país y posterior exportación como GNL” y los Productores o las Productoras Firmantes del Plan Gas.Ar dispondrán de un derecho preferencial de exportación en condición firme.

Esta disposición puesta en vigencia mediante la Resolución 360, publicada en el Boletín Oficial, tiene incidencia directa e implica modificaciones al régimen vigente previo en materia de exportaciones de gas natural implementado mediante la Resolución 417/2019, considerando los contratos vigentes activados por dicha norma.

Por ello, la Resolución 360 establece que “las exportaciones de gas natural a las que se refiere el Artículo 3° de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas)  estarán sujetas a los términos y condiciones establecidos en el (nuevo) Procedimiento de Autorización”, al tiempo que deroga la 417/2019 y determina que “los permisos de exportación otorgados en el marco de la normativa que se deroga deberán someterse al presente Procedimiento”. Otro tanto hace con la Disposición 284/2019 y con el Artículo 3º de la Resolución 241/2017.

La Subsecretaría de Hidrocarburos tiene ahora “las tareas que específicamente se encomiendan en el Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural”.

Un anexo a la Resolución referida establece reglas del procedimiento y requisito de datos que las empresas deben cumplir a los efectos de evaluar la autorización de sus pedidos de exportación.

En el caso de solicitudes de exportación de gas natural proveniente de un proyecto incluido en el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales”, aprobado por la Resolución 46/2017, las cantidades de gas natural comercializadas en el mercado externo se descontarán de la producción total del respectivo proyecto previo a la determinación de los volúmenes computados como parte de la Producción Incluida referida en dicha normativa. “Esta condición aplicará a todos los proyectos incluidos en el Programa, como inexorable para la aprobación de la exportación solicitada, y en la solicitud de exportación, la empresa solicitante deberá manifestar expresamente su consentimiento a esta exigencia”, señala la Resolución.

El Anexo de la Resolución 360 hace especial hincapié en el procedimiento para priorizar las Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar para el período comprendido entre el 1º de octubre y el 30 de abril de los años calendarios 2021 a 2024 inclusive. “La Autoridad de Aplicación dará curso a trámites de exportaciones firmes de gas natural que califiquen como Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar, de manera prioritaria a toda otra nueva solicitud en condición firme y/o interrumpible”, señala.

Dicha  Autoridad deberá previamente otorgar los permisos de Exportaciones “por hasta el volumen definido (de 11 millones de metros cúbicos día),  o bien por hasta el volumen que defina la Autoridad de Aplicación luego de realizar el análisis integral” del mercado local.

Las zonas de exportación previstas para las Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar serán Cuenca Neuquina: hasta siete (7) MMm3/día, de los cuales los primeros cuatro (4) MMm3/d serán volúmenes asignados en función de la prioridad de despacho establecida en la Resolución 447/2020 de la Secretaría de Energía para los Productores Adjudicados en Cuenca Neuquina (“los Volúmenes Prioritarios Neuquina”), y los hasta tres  (3) MMm3/d remanentes y/o el volumen que no se hubiese asignado como prioritario, serán asignados al resto de los Productores Adjudicados en Cuenca Neuquina solicitantes por fuera de ese mecanismo (los “Volúmenes Remanentes Neuquina”).

Asimismo, se dispone que se priorizarán exportaciones de gas de la  Cuenca Austral por hasta cuatro (4) MMm3/día, de los cuales los primeros dos (2) MMm3/d serán volúmenes asignados en función de la prioridad de despacho establecida en la Resolución 447/20 para los Productores Adjudicados en esa Cuenca (los “Volúmenes Prioritarios Austral”), y los hasta dos (2) MMm3/d remanentes y/o el volumen que no se hubiese asignado como prioritario, serán asignados al resto de los Productores Adjudicados en Cuenca Austral solicitantes por fuera de ese mecanismo (los “Volúmenes Remanentes Austral”).

Para el caso en que en un período estival dado no se agotaren los derechos preferenciales de Exportación en Firme por todo o parte de los volúmenes establecidos para cada cuenca conforme a los Puntos precedentes, la Autoridad de Aplicación podrá asignar los volúmenes remanentes para Exportación en Firme desde otra cuenca.

Los Volúmenes Prioritarios por zona serán asignados a partir de otorgar prioridad de asignación a aquellos Productores Adjudicados que hayan presentado los precios más bajos en el Concurso Público aprobado por la Resolución  447/20  y conforme los precios que se consignan en el Anexo II de la misma resolución.

Las solicitudes de Exportación Firme Plan Gas.Ar tendrán, durante el Período de Aplicación, prioridad de autorización sobre las solicitudes de exportación interrumpibles.

Escribe Emilio Cárdenas

El actual gobernador del estado de California, en los Estados Unidos –país que hoy es, desde el año 2014, el primer productor mundial de hidrocarburos- Gavin Newsom, acaba de anunciar formalmente que prohibirá la obtención de hidrocarburos a partir de la llamada “fracturación hidráulica” de las rocas del subsuelo, inyectando para ello fluidos a una fuerte presión, desde el año 2024. En tres años más, entonces. En su propio Estado, obviamente.

Hablamos de apenas un 2% de la producción petrolera californiana actual.

Desde el mes de enero del 2014 ya no se emitirán, a estar a los anuncios, nuevas autorizaciones para que las empresas del sector de los hidrocarburos puedan recurrir al uso de esa particular técnica, a la que se acusa, bien o mal, de generar remezones telúricos, contaminar el aire y el agua, y de provocar enfermedades peligrosas, como son el cáncer y el asma.

A lo que el gobernador de California agregó que es también su intención política que, ya para el año 2045, cese completamente la extracción de hidrocarburos provenientes del subsuelo californiano. Progresivamente, por supuesto.

La medida está siendo justificada por el mencionado Gavin Newsom en la necesidad urgente de comenzar a enfrentar, con medidas bien concretas, al llamado proceso de “cambio climático”.

Estará acompañada por la prohibición, desde el año 2035, de vender en California vehículos automotores impulsados con motores como los actualmente prevalecientes, esto es a explosión térmica.

El mundo “post petróleo” comienza a aparecer, paso a paso. Lentamente, pero está ya conformándose frente a todos nosotros.

(*) Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas.

CALIFORNIA PROHIBE LAS FRACTURAS HIDRÁULICAS,
A PARTIR DEL AÑO 2024.

Emilio J. Cárdenas (*)

El actual gobernador del estado de California, en los Estados Unidos –país que hoy es, desde el año 2014, el primer productor mundial de hidrocarburos- Gavin Newsom, acaba de anunciar formalmente que prohibirá la obtención de hidrocarburos a partir de la llamada “fracturación hidráulica” de las rocas del subsuelo, inyectando para ello fluidos a una fuerte presión, desde el año 2024. En tres años más, entonces. En su propio Estado, obviamente.

Hablamos de apenas un 2% de la producción petrolera californiana actual.

Desde el mes de enero del 2014 ya no se emitirán, a estar a los anuncios, nuevas autorizaciones para que las empresas del sector de los hidrocarburos puedan recurrir al uso de esa particular técnica, a la que se acusa, bien o mal, de generar remezones telúricos, contaminar el aire y el agua, y de provocar enfermedades peligrosas, como son el cáncer y el asma.

A lo que el gobernador de California agregó que es también su intención política que, ya para el año 2045, cese completamente la extracción de hidrocarburos provenientes del subsuelo californiano. Progresivamente, por supuesto.

La medida está siendo justificada por el mencionado Gavin Newsom en la necesidad urgente de comenzar a enfrentar, con medidas bien concretas, al llamado proceso de “cambio climático”.

Estará acompañada por la prohibición, desde el año 2035, de vender en California vehículos automotores impulsados con motores como los actualmente prevalecientes, esto es a explosión térmica.

El mundo “post petróleo” comienza a aparecer, paso a paso. Lentamente, pero está ya conformándose frente a todos nosotros.

(*) Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas.

Por José Luis Sureda

Desde diciembre de 2019 hasta hoy, la producción de gas natural decrece en forma monótona continua y no obstante esto, recién en setiembre del año pasado el gobierno se puso a gestionar al sector.

Las negociaciones para poder armar un plan de estímulo a la producción de gas tomaron más tiempo que el disponible para poder llegar al invierno 2021 con una oferta igual que el invierno pasado.
A comienzos de diciembre la rueda de la producción comenzó a girar apuntando a alcanzar la velocidad de crucero hacia marzo de este año.

Sin embargo, la Desidia y la Prepotencia se combinaron y pusieron un palo en la rueda.
El conflicto en Neuquén nos muestra, otra vez, que la política no resuelve los conflictos políticos. La política está para otra cosa como, por ejemplo, poner retenciones a la exportación, cercenar libertades individuales y controlar precios. En cuidarnos, les gusta decir.

Más de 1000 trabajadores y sus familias fueron rehenes de la Desidia y la Prepotencia. Ellos son las primeras víctimas. Ellos son las absurdas víctimas de este absurdo.

Los argentinos y argentinas ahora entendemos que, por si hacía falta, que La Prepotencia puede secuestrar a personas, y que La Justicia puede avalarlo con su labia post mortem. Con su cobardía.

El invierno no va a ser duro. El invierno no tiene la culpa. Nuestras autoridades tienen la culpa de que vivamos al filo del corte de gas. Y que gastemos lo que no tenemos para tratar compensar las acciones e inacciones de la Prepotencia y de la Desidia. Lo único que faltaba: culpar al invierno de nuestros horrores.

La Secretaría de Energía de la Nación autorizó a las empresas YPF y EQUINOR ARGENTINA, titulares del permiso de exploración sobre el área offshore CAN_100, a ceder el 15 %, cada una, de la titularidad a la empresa SHELL ARGENTINA la que, en consecuencia, será titular del 30 % de participación sobre el referido permiso.

La autorización fue dispuesta a través de la resolución 356/2021, publicada en el Boletín Oficial, y establece que la empresa cesionaria (Shell) deberá requerir la constancia escrita exigida por la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) dentro de los 30 días hábiles de la publicación (el 27 de abril) de la medida. Dentro de los 60 días hábiles de expedida la constancia, deberá otorgarse la Escritura Pública de la Cesión y el incumplimiento de estos plazos implicará la caducidad de la autorización.

Las Empresas Cedentes y la Empresa Cesionaria deberán presentar a la Autoridad de Aplicación  (Energía) la escritura definitiva de la cesión, a los fines de su efectiva vigencia.

La empresa Cesionaria (Shell), “a partir de la vigencia de la cesión, asumirá los derechos y obligaciones de la empresa Cedente, incluyendo, sin limitarse, a los planes de inversiones, tanto en su desarrollo como su ejecución”, indica la resolución.

Acerca de esta concesión cabe referir que, mediante la Resolución 196/2019 la ex Secretaría de Energía del ex Ministerio de Hacienda se convirtió el convenio de asociación para la exploración y eventual explotación del área “E-1” del 12 de abril de 2006 suscripto entre las empresas ENARSA, YPF, PETROBRAS -actualmente PAMPA ENERGÍA- y PETROURUGUAY en un permiso de exploración de hidrocarburos a favor de la empresa YPF en los términos de la Ley 17.319 sobre el área CAN_100 y se aprobó el proyecto de Acta Acuerdo a suscribirse entre el Estado Nacional e  YPF por medio de la cual se acordaron los términos de la reconversión del convenio de asociación en un permiso de exploración.

En mayo de 2019 se suscribió un Acta Acuerdo de conformidad con el proyecto aprobado por la Resolución 196/19 en cuyo Artículo 2º se establece que en caso de que YPF pretendiera ceder total o parcialmente su participación en el permiso de exploración deberá constituir las garantías de cumplimiento allí establecidas.

Por ubicarse más allá de las 12 millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley 23.968 (de espacios marítimos argentinos) y como consecuencia de lo establecido en la Ley 26.197 ( Ley Corta) el permiso de exploración sobre el área CAN_100 se encuentra actualmente sujeto a la autoridad administrativa del Estado Nacional.

Mediante la Resolución 55/2020 de Energía, dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo, se autorizó a YPF a ceder el 50 %  de su participación a favor de EQUINOR ARGENTINA.

Luego, YPF y EQUINOR solicitaron autorización para ceder el 15 %, cada una, de la titularidad del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN_100 a favor de SHELL, lo cual ahora se concretó a través de la resolución firmada por Darío Martínez.

La distribuidora de gas por redes Gas Nea inauguró la primera conexión de gas a una industria en Chaco. Se trata de una fábrica de ladrillos situada en el Parque Industrial de Puerto Tirol, y junto con una obra en Resistencia y otro tendido de cañerías en Presidencia Roque Sáenz Peña, implican las primeras conexiones de gas en la Provincia. En conjunto, las obras demandaron una inversión de 120 millones de pesos.

A principios de abril, la empresa Cerámica Ruta 16 concluyó con el reemplazo de los quemadores de su horno para que funcionara enteramente a gas natural y desde entonces, fabrican sus ladrillos con un combustible más limpio, más económico, con mayor poder calórico y de manera más segura.

La obra la llevó a cabo Gasnea y requirió la instalación de la red de distribución de gas natural en polietileno en el Parque Industrial de Puerto Tirol el cual consta de aproximadamente de 2.400 metros de cañerías. A su vez, la Provincia construyó la Estación Reguladora de Presión y el ramal de conexión al gasoducto ya existente.

Ahora cualquier fábrica instalada en el Parque Industrial pueda conectarse al tendido de gas natural. Cerámica Ruta 16 lo hizo y, tras la adaptación de los quemadores de su horno su punto máximo de calefacción puede alcanzar los 900 grados de temperatura.

Con la conexión a la red de gas natural, en la fábrica logran un consumo eficiente de energía, con una disminución en la emisión de gases contaminantes al medioambiente y redujeron el tiempo de cocción del ladrillo, mejorando el proceso y aumentando el volumen de producción diario.

Por otro lado, en 2020, Gasnea también concluyó con obras de expansión en las provincias de Entre Ríos y en Corrientes, ampliando la posibilidad de conexión a este servicio considerado esencial a miles de nuevos hogares.

Esta continuidad en las obras, demuestran que Gasnea tiene la vocación de llevar el servicio de gas natural a todas las provincias del noreste argentino. La empresa Gasnea es la distribuidora de gas natural por red en las provincias de Entre Ríos, Chaco, Corrientes, Formosa y Misiones.