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La Secretaría de Energía renovó el equipo de funcionarios a cargo del proyecto de energías renovables en mercados rurales PERMER, cuya nueva coordinadora es  Analía García, planificadora regional especializada en desarrollo energético.

 La nueva conformación, se indicó, “se asienta en una metodología de trabajo federal, que incorpora referentes regionales para liderar el proceso de seguimiento de proyectos”.

Entre sus objetivos estará el desarrollo de estrategias para motorizar cadenas de valor provinciales y nacionales en la provisión de insumos de energías renovables, incluyendo la contratación de mano de obra y empresas locales para los servicios logísticos y la instalación de equipos.  Asimismo, se buscará fomentar el diseño de nuevas iniciativas a partir de procesos participativos con distintas organizaciones y con comunidades indígenas.

Entre los proyectos que se encuentran en desarrollo destaca la instalación de microrredes híbridas para abastecer de energía a pequeñas poblaciones que se encuentran fuera del alcance del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

 Además, se continúa con la provisión de energía eléctrica para hogares, escuelas y centros de atención primaria de salud en el ámbito rural. En los centros de salud, se incorporarán colectores para la provisión de agua caliente y equipos fotovoltaicos para la iluminación y los sistemas de refrigerio de vacunas y medicamentos.

Respecto a las aplicaciones para usos productivos, el equipo de PERMER avanza en la confección de pliegos para obras de bombeo solar, en otro trabajo conjunto con INTA.

Analía García es investigadora del CONICET y cuenta con un posdoctorado en el Massachusets Institute of Technology (MIT), posee experiencia en la conducción de equipos en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Fundación YPF, instituciones en las cuales lideró programas de desarrollo sustentable en ciudades y regiones extractivas. Conoce en profundidad el sector energético en América Latina, así como la agenda para el desarrollo sostenible necesaria para impulsar la transición energética.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, destacó que “con el PERMER muchos hogares, escuelas e instituciones del ámbito rural van a poder tener acceso a la electricidad mediante fuentes renovables. Seguimos trabajando por una Argentina más federal”.

Por su parte, Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, sostuvo que “PERMER promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico con atención al cuidado del medioambiente, a partir de la electrificación de hogares, escuelas y pequeños emprendimientos productivos en el ámbito rural por medio de fuentes de energía renovables”.

El PERMER concretó su primera licitación del año recibiendo tres ofertas para la compra de 5.428 boyeros solares destinados a beneficiarios de 19 provincias. La  apertura de los sobres se desarrolló en el Salón Negro del Ministerio de Economía de la Nación.

Los licitantes fueron las empresas FIASA (Fábrica de Implementos Agrícolas S.A), AUTOTROL S.A y LUBRISIDER S.A. Los montos oscilan entre los 906 mil dólares por un lote hasta los 5 millones de dólares por los cuatro lotes que conforman la licitación. Autoridades del PERMER, del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA) y de la Secretaría de Energía se encuentran en el proceso de evaluación de las ofertas recibidas.

Los boyeros solares se entregarán a pequeños agricultores para electrificar los alambrados utilizados para la cría de ganado en Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Mendoza, Neuquén, Rio Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz, Santa Fe, Santiago del Estero y Tucumán. Cada equipo cuenta con una batería, un panel solar integrado y los accesorios necesarios para su funcionamiento eficiente.

Juan Martin Emiliozzi (Advisor) – Juan Tripier (Senior Manager)

First Capital Group

.- Sin lugar a dudas, la incertidumbre es lo que ha marcado el último año atípico no solo para la industria del Oil & Gas, sino para toda la economía mundial. El Covid-19 fue el tema más influyente e inesperado del año, y dejo sectores ganadores y perdedores.

La extrema volatilidad generada por la pandemia, llevó al precio del petróleo a cotizar por primera vez en valores negativos, dado que la cuarentena impuesta por los gobiernos hizo que la demanda de petróleo se vea muy retraída. Los últimos datos están mostrando una caída de un poco más del 10% de la demanda global del petróleo y se espera que recién
para 2023 se llegue a niveles pre pandemia.

También hay que destacar que la pandemia ha acelerado el proceso de cambio de utilización de energía, incrementando la atención en los renovables. Inclusive, el estancamiento de la demanda hizo que muchas refinerías estadounidenses y europeas conviertan sus plantas para producir biocombustibles – sin dudas estamos ante tiempos de adaptación y cambios.

Dado el complejo contexto, y considerando que muchas veces los ciclos de crisis / precios de commodities bajos potencian movimientos y reestructuraciones corporativas, presentamos a continuación un panorama de lo que fue la actividad de M&A (fusiones y adquisiciones según sus siglas en inglés) durante la pandemia.

Panorama M&A a Nivel Global

A nivel mundial durante el año 2020 se registraron +700 deals de M&A por un valor mayor a USD 400bn (en base a datos de Refinitiv/Dealogic/PwC). Estos valores representan una baja de aproximadamente 15%-20% en comparación con el año 2019 – una caída muy acentuada. La palabra clave fue consolidación, dado que grandes grupos buscaron combinarse para
reducir/optimizar sus estructuras de costos y crear economías de escala y sinergias.

Algunos casos relevantes incluyeron Chevron/Noble Energy (USD 5bn),
ConocoPhillips/Concho Resources (USD 10bn), Devon/WPX (USD 6bn). Hasta Exxon Mobil y Chevron en algún momento discutieron llevar adelante una mega-combinación (que finalmente no prosperó).

También hubieron grandes ventas de activos por necesidad, por ejemplo BP vendió su negocio de petroquímicos a la también británica INEOS por USD 5bn. China por su parte realizó reestructuraciones societarias entre sus empresas estatales, siendo el caso más emblemático el de la recién creada Pipechina que adquirió activos de midstream de Petrochina/Sinopec por más de USD 50bn – atención a una nueva oleada de adquisiciones chinas a nivel internacional.

Panorama M&A a Nivel LATAM

Primero hay que tomar en cuenta que el impacto de la cuarentena en la región no fue homogéneo, hubo países como Argentina y Perú donde el PBI se contrajo 11% y 12% respectivamente (dejando de lado Venezuela), y países como Brasil, Chile, y Uruguay que la caída fue prácticamente la mitad. Los niveles bajos de actividad generaron una disminución de las inversiones de capital en la industria, lo que a su vez impacto sobre los
flujos de M&A.

Hay que tomar en cuenta, que la actividad de M&A en LATAM no es tan versátil, variando de país en país, y tiene características diferentes a la de otras regiones. Mientras que en USA la baja del precio del petróleo disparó una ola de fusiones/consolidaciones para que las empresas sobrevivan, en LATAM los mercados están menos fragmentados, y en general solo recurren grandes empresas, observándose mayormente disposiciones de activos para ganar liquidez.

A nivel de países, desde 2015 Brasil, Argentina y Colombia han sido los principales destinos de M&A en la región – registrando en ese periodo un total de USD 36.000 millones en +190 deals.

En el caso puntual de 2020, después de venir de un 2019 muy bueno en términos de valores operados de M&A, fue el año más bajo en el último lustro en términos de values alcanzando aproximadamente USD 2.400 millones.

Brasil fue el país más activo con más de 17 transacciones y más de USD 1.100 millones en valores operados, secundado por Colombia con un poco más de USD 850 millones (2 deals). El caso de Colombia es interesante, ya que con una postura “market friendly”, en el último tiempo logró duplicar su producción y convertirse en un destino relevante para inversión de M&A. En tercer lugar estuvo Argentina con más de USD 400 millones (8 deals).

Algunas de las transacciones más relevantes incluyeron:
 La compra de activos de producción onshore en Colombia por parte del fondo Carlyle Group a su coterránea Occidental Petroleum (Oxy) por USD 825 millones realizada en el mes de octubre. La transacción forma parte de un plan de desinversión de Oxy a nivel internacional.
 En el mes de diciembre, Petrobras anunció la venta a Ouro Preto Energia Onshore (filial de 3R Petroleum) de 14 campos onshore ubicados en el estado de Bahia. El monto de la transacción fue de USD 250 millones.
 La adquisición del 10% restante de Transportadora Asociada de Gas (TAG) por parte de Engie y CDPQ de Canadá por casi USD 190 millones. Con esta
adquisición CDPQ y Engie completa el 100% de TAG, ya que en 2019 habían
adquirido el 90% en un mega deal de casi USD 9bn.
Se observó un fuerte componente estacional. Con la mayor parte de las transacciones ocurriendo antes de la pandemia o hacia fines de año.

Panorama de M&A a nivel de Argentina

En el plano local, la cuarentena extendida, la polarización política y una crisis económica y financiera que se viene arrastrando desde el año 2018 y que no tiene un claro plan de salida, influyeron negativamente sobre las decisiones de inversión. Desde antes de la pandemia los inversores ya estaban en una postura de ‘wait and see’ y muchas transacciones ‘on-hold’.

A esto se le suma que el 2020 fue un año movido para las multinacionales operando en Argentina, con muchos anuncios de salida y/o recortes. Esto todavía no ha llegado al sector de oil & gas, pero hay que estar atentos ante posibles anuncios.
Si bien el sector energético tradicionalmente ha sido uno de los principales impulsores del M&A en el país, el 2020 fue la excepción, con un flujo bajo de operaciones (y concentradas mayormente antes de la pandemia) – indicador de los altos niveles de incertidumbre que existen en el sector.

Entre las operaciones más relevantes del sector se encuentran:
 En enero la multinacional de servicios petroleros Schlumberger concreto la venta de su participación accionaria (49%) que mantenía junto a YPF en el Bloque Bandurria Sur, en Vaca Muerta. La compra de la participación fue realizada por Equinor y su socio Shell en partes iguales y por un valor de USD 355 millones.
 En enero la noruega Interoil Exploration Oil & Gas adquirió la participación de la empresa Roch en los Bloques Campo Bremen, Moy Aike, Chorrillos, Océano y Palermo Aike. Con esta operación Roch se retira de la provincia de Santa Cruz y concentra sus operaciones en otras tres provincias (Tierra del Fuego, Neuquén y Mendoza).
 En enero Raizen Gas (Shell Gas) especializada en la comercialización y
distribución de gas licuado y petróleo vendió la totalidad de las acciones a Italgas, compañía argentina originaria de Rosario.

Un punto a tener en cuenta es el proceso de reestructuración de deuda que está llevando a cabo YPF. Al ser la principal petrolera de Argentina, con una presencia muy activa en Vaca Muerta, un canje exitoso será clave en cuanto a las perspectivas futuras del sector.

Perspectivas para el 2021

 Crisis global sin precedentes y segunda ola. Lo que nos vuelve a enseñar este año atípico es que a pesar de la crisis y el párate económico, la vida y los negocios continúan. Sin embargo a raíz de la segunda ola, y aun con las incipientes campañas de vacunación en el mundo, el 2021 empieza con una nueva ráfaga de incertidumbre. El M&A es una actividad que en general necesita cierta estabilidad macroeconómica, por lo cual es probable que se repita un año similar al 2020 con deals reactivos de adaptación, con algún repunte hacia los últimos meses del 2021, cuando haya mayor previsibilidad acerca del futuro.
 El mercado necesita señales positivas. En un contexto global tan complejo como el actual y con mercados que se manejan con un alto componente de expectativas, más que nunca es importante que se envíen señales positivas que promulguen estabilidad y sirvan para atraer inversiones en el sector de Oil & Gas.

Hay que dejar de lado la política, y optar por el pragmatismo en lo económico, apuntando a generar estabilidad y optimismo. Si bien es un año donde se espera cierta recuperación económica – siendo a su vez un año electoral – sino se genera un plan para el sector con reglas claras, la volatilidad y la desconfianza continuarán, impactando directamente sobre los niveles de inversión.
 Distressed y necesidad de liquidez. En el contexto actual muchas compañías del sector han sido afectadas a nivel financiero. Esto hará que continúe la necesidad de transacciones del tipo distressed a partir del cual activos o empresas necesiten reestructurar su operación y pasivos. Dentro de este marco podríamos ver a grandes grupos locales buscando desprenderse de activos no estratégicos para afianzar su liquidez.
 Oportunidad para captar pesos. El panorama indica que seguirá habiendo exceso de pesos en el mercado, con expectativas devaluatorias de la moneda. En este sentido, todo negocio que sirva para absorber pesos y ofrezca cobertura cambiaria continuará siendo atractivo en 2021. En este sentido el sector de Oil & Gas puede ser muy atractivo.
 Seamos Positivos. El contexto se encuentra en un cuadro de monitoreo constante.
A partir de marzo/abril, luego de los ‘100 días’, se podrá vislumbrar las
posibilidades y oportunidades que el mercado local brinde. Analizar y monitorear será la consigna para los próximos meses. Recordemos que Argentina es la tercera economía más grande de LATAM, y Vaca Muerta es uno de los depósitos de Shale más grandes del mundo, así que más allá de las distintas crisis, Argentina es y será siempre un mercado relevante. Oportunidades siempre hay…

Con una inversión cercana a los 120 millones de dólares y una potencia instalada de 83 megavatios, comenzó a generar el Parque Eólico Chubut Norte IV , proyecto conjunto de Genneia y Pan American Energy que acaba de recibir la habilitación comercial de CAMMESA.

Situado en cercanías de la ciudad de Puerto Madryn, el parque eólico Chubut Norte IV cuenta con 19 aerogeneradores Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país y fueron instalados a lo largo de una superficie de 2.696 hectáreas. Producirá energía suficiente para abastecer a más de 130 mil hogares.

La construcción del parque eólico contó con la participación de pymes locales y trabajadores de la región. Asimismo, las torres de hormigón de 120 metros de altura fueron fabricadas íntegramente en la ciudad de Puerto Madryn.

“Estamos orgullosos de seguir aportando energía limpia y eficiente al Sistema Interconectado Nacional, apostando a la calidad privilegiada que presentan los vientos de nuestra Patagonia”, afirmó el presidente de Genneia, Jorge Brito.

El directivo describió que “el proyecto fue adjudicado en la Ronda 2 del RenovAr y, aún frente a los desafíos que surgieron para continuar con las obras, hoy celebramos junto a PAE la capacidad de producir anualmente 399.100 MWh de nueva energía renovable.

De esta forma, contando el Parque Eólico Chubut Norte IV, en los últimos 4 años Genneia puso en marcha 13 proyectos de energías renovables, entre eólicos y solares, generando una potencia instalada de 648MW.

Por su parte, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE, destacó “el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías y de los trabajadores, en particular durante el año 2020” (en el contexto de la pandemia).

Freyre afirmó que “con la puesta en marcha de este nuevo parque consolidamos nuestro crecimiento en el sector de las energías renovables y ratificamos el compromiso con la provincia del Chubut, donde ya
contamos con el parque eólico Garayalde” (con una potencia instalada de 24,15 MW).

En tanto, se estima que el proyecto Chubut Norte III, que también desarrollan ambas empresas y se encuentra en su última instancia de construcción, tenga su puesta en marcha a fin del primer trimestre 2021. De esa manera, los Parques Eólicos Chubut Norte III y IV contarán en conjunto con una potencia instalada de 140 MW.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica en el país.

La compañía tiene una potencia de 700 MW de energía eólica con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y supera los 780 MW en energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia
de San Juan.

Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW). y tiene en proceso de construcción los proyectos eólicos Chubut Norte III (57 MW) en conjunto con la empresa PAE; y el proyecto Chubut Norte II (26 MW) con destino al Mercado a Término de Energías Renovables, es decir, con destino a clientes privados.

PAE es la primera compañía privada integrada de energía de Argentina y la región. Y desarrolla actividades en los sectores de upstream, midstream, downstream (Axion), generación eléctrica y energías renovables.

Por Charo Martínez

Quienes peinan canas, conocen perfectamente que la estabilidad económica de la Argentina es muy parecida a una montaña rusa. A pesar de las constantes crisis, el sector de GNC ha mantenido el liderazgo mundial en cantidad de vehiculos y estaciones de carga y buena parte de los saltos en el crecimiento se produjeron en momentos de crisis económica.

Es asi que en los últimos meses el aumento en el precio de los combustibles líquidos –siempre ligados al del petróleo internacional— volvió a dar un empujón adelante a la industria local, que en medio de la pandemia aumentó el número de conversiones.

Según publicó el sitio Surtidores, especializado en la problemática de los expendedores, la brecha entre el valor del litro de nafta súper y el m3 de GNC alcanzó el 66 por ciento.

Para el presidente de la Cámara Argentina de Productores de Equipos Completos de Gas Automotor (CAPEC), Horacio Magrath, “estamos gratamente sorprendidos por el aumento de la demanda de conversión en todo el país que superó nuestras expectativas”.

Los pronósticos del sector prevén que de no lograrse un sendero de precios del gas natural en boca de pozo, el metro cúbico llegaría a los 60 pesos para mediados de año, aunque no citaron las bases de ese cálculo.

“Es verdad que hay incertidumbre sobre lo que pueda pasar después del 31 de marzo cuando dejen de tener efecto las resoluciones provisorias que la Secretaría de Energía emitiera para asegurar la entrega y el precio pactado con las Estaciones de Servicio y sus distribuidoras”, dijoMagrath.

Campaña

Siempre según Magrath, durante el año pasado, en el marco de la pandemia de Covid, no se pudo llevar adelante una campaña de concientización sobre el uso del GNC, pero adelantó que si las condiciones lo permiten, retomarán iniciativas similares a lo que fue el mensaje de “Pasalo a Gas”, que dio muy buenos resultados en 2018 y 2019, a pesar del congelamiento de precios que tenían los combustibles líquidos.

Por su parte, el presidente de la Cámara de Expendedores de GNC, Enrique Fridman, en declaraciones a surtidores, dijo que el sector analiza la posibilidad de iniciar acciones de promoción para impulsar la utilización del combustible gaseoso. “Seguramente que para el mes de abril, cuando por el Plan Gas cambien las condiciones de comercialización, saldremos con una campaña fuerte explicando los beneficios que brinda a los automovilistas el uso del GNC”, señaló Fridman.

Construcción del discurso

El GNC es un combustible limpio que tiene mala prensa, se lo asocia al trabajo de flete y al turismo “rastrojero”. A pesar de ser uno de los combustibles ambientalmente más limpios, los industriales -con ideas un poco rústicas en marketing- nunca pudieron superar esa valla e imponer un discurso más sutil y atrayente para el público cheto y ecofriendly. Una verdadera lástima, ya que el GNC podría ser un gran rebenque para la doma de los fundamentalistas del ambiente.

En definitiva, el impuslo del sector quedó librado a la suerte de la mano invisible del mercado que durante las crisis obliga a los usuarios a recurrir a las conversiones.“No hay mejor publicidad para el GNC que los aumentos de la nafta”, coinciden los actores del rubro de gas vehicular.

Impulso estatal

El impulso del sector no está sólo. Los dichos de los empresarios coinciden con el lanzamiento de la modernización del sector que lleva adelante el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) regulador del sector gasífero.

El organismo acaba de lanzar unas denominadas “mesas de innovación tecnológica” que buscan actualizar tecnológicamente todos los aspectos del funcionamiento del sistema de gas por redes y esto incluye al GNC. Al respecto, dede el Enargas quieren implemetar un sistema de obleas inteligentes que habiliten la carga de los vehículos con controles más estrictos que la oblea con medidas de seguridada pegadas al parabrisas.

Según un informe disponible en la web del organismo regulador, la gran inversión en tecnología e infraestructura registrada en los últimos años, sumada a la que se prevé para los siguientes, vuelve necesaria una mirada más profunda en torno a los procedimientos y requisitos que deben cumplir tanto las usuarios como las estaciones de carga.

Para la verificación de la habilitación, el Ente busca tecnologías innovadoras y complementarias, que permitan asegurar los requisitos y el cumplimiento de las normas técnicas, de forma previa y en condiciones de habilitación homogéneas y objetivas en cada Estación de Carga.

Transporte limpio

Además de los nuevos sistemas que mejoren la seguridad y el control antes de la carga, el Enargas estudia también corredores “verdes” para transporte pesado y colectivo de pasajeros incorporando al gas natural Gas Natural Licuefaccionado (GNL). El Enargas se viene promoviendo la implementación de proyectos con destino al transporte público de pasajeros, camiones recolectores de residuo propulsados a GNC y también a Gas Natural Licuado (GNL). De este modo, el Gobierno nacional buscará reducir el uso de diésel en la matriz del transporte de cargas y de pasajeros.

Esta transformación de la matriz que busca diversificar el dominio de los combustibles fósiles en el transporte se impone con la premisa de preservar el medio ambiente, disminuir los costos de la logística del país, sumar valor agregado a la producción industrial y tecnológica beneficiando a los fabricantes de Equipos Completos, cilindros, compresores y estaciones de carga.

El impacto de la mejora de estos sectores sin dudas también contribuira a una mejora en la balanza comercial.Pero también el desarrollo de estos combustibles menos contaminantes es una de las alternativas de generación de demanda para el gas incremental de Vaca Muerta, ya que se estima que el desarrollo del nuevo esquema permitiría pasar de la actual demanda de gas para comprimir de casi 7 millones hasta los 23 millones de metros cúbicos diarios.

La provincia de Buenos Aires firmó un acuerdo para la utilización de YPF
Ruta para el abastecimiento de combustibles, lubricantes y BOXES.

Además, podrá mejorar el control y la administración de los consumos de
su flota vehículos.

En una primera etapa, este acuerdo alcanza a la flota de la Secretaría
General de Gobierno y la Jefatura de Gabinete. El mismo acuerdo podrá
extenderse al resto de los Ministerios, otros poderes del Estado y
Municipios de la provincia de Buenos Aires.

De esta manera, el gobierno provincial podrá generar importantes ahorros
en el gasto en combustible, al tener un seguimiento del consumo de cada
auto de su flota y acceder a precios diferenciales en los combustibles.

También, permite simplificar administrativamente los procedimientos al
consolidar las cargas de combustibles, lubricantes y cambios en Boxes
en un solo dispositivo.

YPF Ruta es la evolución tecnológica del programa de servicios para la
logística que la compañía operaba con más de 10.000 clientes y 300.000
vehículos adheridos.

Durante la firma estuvieron presentes el Jefe de Gabinete de Ministros de
la provincia, Carlos Bianco, el Secretario General de Gobierno de la
Provincia de Buenos Aires, Federico Thea, el CEO de YPF, Sergio
Affronti, el vicepresidente de Downstream, Mauricio Martin, y el gerente
de Departamento de Asuntos Institucionales, Santiago Carreras.

Por tercer año consecutivo, Pampa Energía lideró la generación de electricidad en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3 % del total producido a nivel nacional.

Esta producción se alcanzó a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país, explicó la energética.

En comparación con el año 2019, la generación de Pampa aumentó 6 % y mucho tuvo que ver con este hito la inauguración, en junio de 2020, del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó en una de las más grandes y eficientes usinas del país, con una potencia instalada de 1.243 Megavatios (MW). En ese proyecto, Pampa Energía invirtió 320 millones de dólares.

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, expresó al respecto que “es un orgullo ser, por tercer año consecutivo, la empresa independiente que más energía eléctrica generó en la Argentina”. “Desde hace 15 años Pampa trabaja e invierte para producir más energía y seguir sumando capacidad instalada al parque nacional”. “Por ello, gracias al esfuerzo de todos nuestros colaboradores, alcanzamos un nuevo hito que contribuye a brindar la energía que el país necesita”.

Actualmente, entre los planes de expansión en cartera, la compañía trabaja junto a YPF en el cierre a Ciclo Combinado en la Central Térmica Ensenada de Barragán, que constituye uno de los proyectos de infraestructura más importantes del país. Se prevé su habilitación en 2022 y una inversión total de 200 millones de dólares, indicó la compañía.

A través de todos sus activos de generación eléctrica, Pampa opera actualmente una potencia instalada de 4.944 MW, y sumará otros 295 MW en la expansión, por lo que la capacidad instalada total ascenderá a 5.239 MW.

Pampa también fue la mayor generadora privada del país, con el 11,9 % y 10,8 % de la energía eléctrica total producida en 2019 y 2018, respectivamente.

Naturgy suma 5 estaciones de carga de GNC a su red, ampliando la misma a 11 establecimientos, ubicados en su área de concesión.

Las estaciones se encuentran situadas en Mercedes, Tres de Febrero, La Matanza y Merlo que se suman a las estaciones de GNC de bandera Naturgy ya existentes, emplazadas en Los Cardales, Gral. Rodríguez, José Ingenieros, Morón, Villa Lynch y Jauregui. En total, la red de estaciones de carga GNC de Naturgy totaliza un volumen de venta mensual de 1.300.000 metros cúbicos.

Al respecto, el Gerente General de Naturgy en Argentina, Alberto González Santos, puntualizó que ”la ampliación de la red de estaciones de carga de GNC refuerza nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas a través de un combustible económico y ambientalmente limpio, siendo la alternativa sustentable para los combustibles líquidos”.

El GNC genera un menor impacto en el medio ambiente, reduciendo las emisiones de monóxido de carbono en un 95%, las de dióxido de carbono en un 25%, y las de óxidos de nitrógeno en un 30%. A su vez, el menor precio del valor del GNC con relación a los demás combustibles permite un ahorro del orden del 50 por ciento.

Desde el año 1992 el grupo Naturgy a través de su distribuidora, Naturgy Ban, y su comercializadora, Natural Energy, asumen el compromiso y responsabilidad de abastecer en su área de concesión a todos los segmentos consumidores de gas natural, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales, 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras.

El secretario de Energía, Darío Martínez, recibió a directivos de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA). 

En la reunión se procuró avanzar hacia un entendimiento entre las autoridades energéticas y la entidad en torno a la pesificación de la remuneración para los generadores, de acuerdo con lo resuelto en su momento por la Secretaría mediante la Resolución 31/2020.

AGEERA elevó a la subsecretaría de Energía Eléctrica una propuesta al respecto. Se acordó entre las partes analizarla y convocar a un nuevo encuentro con el objetivo de lograr un consenso.

De la reunión también participaron, por parte de Energía, Federico Basualdo (subsecretario de Energía Eléctrica) y Santiago Yanotti (Subsecretario de Coordinación Institucional de Energía). 

AGEERA estuvo representada por Gabriel Baldaserre (Presidente), Jorge Ravlich (vicepresidente), Rubén Turenzio, Martín Genesio, Martín Mandarano, Daniel Garrido y Fernando Bonnet.

Sobre el encuentro, el Secretario afirmó: “Buscamos analizar en conjunto con el sector de la generación la situación del sistema en general, para sanearlo con el esfuerzo de todos”. 

La petrolera YPF concretó la conexión del pozo más largo de Vaca Muerta en el bloque Bandurria Sur, con casi 7 kilómetros de extensión y 3.890 metros de rama lateral.

 Se trata del área en la cual YPF es operadora, detenta 51 por ciento, y sumó como socias hace un año a Shell y Equinor, con 24,5 % cada una (suman el 49% que adquirieron a Schlumberger ), en una operación que les significó una inversión total de 355 millones de dólares.

YPF detalló que hoy tiene 41 equipos activos en Vaca Muerta:  11 de perforación y 30 de terminación de pozos.  En enero completó 291 etapas de fractura en esa formación.

La producción de YPF alcanzó los 70.000 barriles de crudo no convencional diarios y unos 6 millones de metros cúbicos de shale y tight gas diarios.

YPF busca duplicar su producción de gas no convencional antes de mayo para cumplir con los compromisos del  Plan Gas Ar activado por el gobierno nacional, “una política que va a ser muy positiva para el país”, señaló la empresa de mayoría accionaria estatal.

En la zona de gas YPF ya opera con  7 equipos de perforación.  Cabe recordar que, desde el  tercer trimestre de 2019, la compañía no tenía equipos en la zona de gas activos.

Hace pocos días la petrolera anunció su plan de inversiones para el 2021que asciende 2.700 millones de dólares, de los cuales 1.300 millones de dólares serán destinados al desarrollo de recursos hidrocarburíferos en reservorios no convencionales.

YPF fue la empresa pionera en el desarrollo del  no convencional en el país y en pocos años ubicó a la Argentina como el principal productor de crudo no convencional del mundo, fuera de los Estados Unidos.  Desde el año 2013 lleva invertidos más de 9.000 millones de dólares en este rubro de actividad.

Un informe de la compañía refiere que “la operación de YPF en Vaca Muerta registra una notable caída del costo de desarrollo, que equipara sus operaciones a las mejores del mundo”.

Hoy el costo de desarrollo (que compara el costo con la cantidad de barriles que se pueden obtener) ronda los 9 dólares promedio en un pozo horizontal.  El break-even de los proyectos de no convencional ronda los 40 dólares el barril.

Asimismo,  desarrolla infraestructura para el almacenaje, transporte y facilidades para la producción por más de 3.600 millones de dólares:  Planta de Tratamiento de Crudo (PTC), Planta de arenas, y Centrales Termoeléctricas.

Se confirmaron las versiones referidas a cambios en la energética estatal IEASA (Ex Enarsa).

Andrés Cirnigliaro será reemplazado en la presidencia por Agustín Gerez, que desde marzo de 2020 ocupaba el cargo de subgerente general en la empresa, el mismo cargo que ya había ocupado durante la gestión de Julio De Vido al frente del entonces Ministerio de Planificación Federal.

También serán designados directores en IEASA, Víctor Bronstein, Diego Rozengardt, Mariano Barrera y María Belén de los Santos. No trascendieron los motivos de estos cambios.

 La demanda de energía eléctrica registró durante el 2020 un descenso de 1,3%  comparada con la que se anotó en el año anterior y la baja ocurrió prácticamente en todas las actividades (comercio e industrias –pymes y grandes –), reveló el informe periódico de la fundación Fundelec.

 Durante el mes de diciembre último, en tanto, se registró un ascenso de la demanda de electricidad del MEM de 1,5% comparada con la del mismo mes de 2019 (11.159,6 GWh contra 11.130,1 GWh) , luego de un cuatrimestre de caídas pronunciadas:  agosto (-6,7%), septiembre (-1,7%), octubre (-3,5%) y noviembre (-4,2%).

 Asimismo, se produjo un crecimiento intermensual que llegó al 12,5% dado que en noviembre de 2020  la demanda había sido de 10.090,9 GWh.

 En lo que respecta a la demanda residencial de electricidad,  ligada en gran medida a la temperatura ambiente y también como resultado de la mayor presencia en los domicilios particulares por la menor movilidad durante la pandemia del  COVID,  presentó un crecimiento en todos los meses del año.  Si bien este tipo de demanda  (47% de la demanda global país) presentó un crecimiento promedio del orden del  8%, en los meses de invierno el crecimiento se ubicó arriba del  14%.

 Luego de disponerse el  aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO) desde el 20 de marzo, 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 la gran demanda, alcanzando en diciembre prácticamente el mismo nivel que  en igual mes del año anterior.

 DATOS GENERALES 2020

 La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2020) 6 meses de baja (abril de 2020, -11,5%;  mayo , -7,6%;  agosto  -6,4%;  septiembre ,  -1,7%;  octubre , -3,5%;  y noviembre de 2020, -4,2%)  y 6 meses de suba (enero de 2020, 2,3%; febrero , 1,3%; marzo , 9,3%; junio de 2020, 0,9%;  julio  1,2%; y diciembre de 2020, 1,5%). Considerados los doce meses del 2020 presentan una caída promedio del  1,3%.

 TEMPERATURA

 Si bien la temperatura media anual (18.6 °C) termina siendo similar en el 2020 frente al año 2019, se observa que el verano en el 2020 fue más “cálido”, con temperaturas mayores, como así también el año 2020 tuvo un invierno más “frio”.

DATOS DE GENERACIÓN

En la comparación de enero-diciembre 2019 con enero-diciembre 2020 se observa un incremento en el aporte de la generación térmica de 2,7%, mientras que en el mismo período la generación hidroeléctrica disminuyó 17,7%. En cuanto a la energía nuclear creció 26,3%, pero las energías renovables fueron las que presentaron el aumento más significativo de 63,7%. La importación de electricidad cayó en el 2020 un 56,2%.

El comportamiento de la demanda (local + exportación), revela que el menor despacho hidroeléctrico por la baja hidraulicidad en todas las cuencas, aproximadamente  6.300 GWh,  fue cubierto por mayor generación nuclear (mayor disponibilidad) y mayor generación renovable (nueva potencia instalada).  Si bien la generación térmica termina con un despacho mayor en el  año 2020, prácticamente dicho aumento está asociado a la operatoria de exportación, concentrada en noviembre y diciembre 2020, aproximadamente 2.000 GWh.

La menor generación hidroeléctrica, prácticamente en todos los meses, se explica por los menores aportes (caudal) para cada central, ubicándose los mismos muy debajo de los valores esperados.

El crecimiento de las energías renovables hizo aumentar su participación en la cobertura  de la demanda, alcanzando en promedio el  10% y en algunos meses supero el 12 %.  

Así, en el mes de diciembre de 2020 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 65,94% de los requerimientos, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 17,03% de la demanda, las nucleares proveyeron el  5,43%, y las generadoras de fuentes alternativas  11,26% del total. Por otra parte, la importación representó el 0,34% de la demanda total.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 17-12)

 Según informa CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 17 de diciembre, es de  14,8% comparada con el mismo período de 2019.  Aunque en la industria en total, para el mismo período, la caída sólo es de 0,8%, desde marzo hasta junio de 2020 existió una baja cercana al  50%, que luego logró recuperarse.

 Ahora bien, observando la demanda GUMAs (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales del mes de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando hoy alrededor del  98% de su demanda previa.

 El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas.

Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a la extracción de petróleo, productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.  No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al -3,4%.

Uno de los sectores que más se recuperó en el último mes es el de Madera y Papel con 11,9% y Petróleo y Minerales con una suba de 5,3%.

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, reclamó el levantamiento de la clausura de la terminal regasificadora de Escobar (provincia de Buenos Aires), dispuesta en octubre de 2020.

Lo hizo a través de un escrito que remitió al juez interviniente fundamentando “la imperiosa necesidad”  de tal medida, acompañando un informe sobre el “impacto de la no operatividad por clausura de la terminal en la provisión de gas natural en el país”.

En la presentación ante el  Juzgado Federal de Campana, a cargo del juez Adrian González Charvay, Martínez resaltó que “a través del análisis de los volúmenes de producción e importación de gas natural,  conjuntamente con las previsiones de consumo para el corriente año que surgen de los datos recabados por la Secretaría a mi cargo, resulta evidente la imperiosa necesidad de que se produzca el levantamiento de la clausura de la Terminal Escobar para Regasificación de GNL en forma inmediata, para asegurar el abastecimiento de las necesidades energéticas nacionales durante la época invernal, teniendo en cuenta que su flujo se inyecta directamente en los centros de consumo del país”.

En la presentación, el Secretario de Energía realizó un pormenorizado análisis técnico de los graves efectos que tendría sobre el abastecimiento en invierno a la demanda de gas natural del país, el mantenimiento de la clausura judicial que determina la indisponibilidad operativa de la terminal.

La decisión judicial se basa en una denuncia de una vecina de ésa localidad referida a “una situación de peligro de muerte urbana masiva  por estrago de incendio o explosión”  del Gas Natural Licuado por el transporte del GNL en los buques metaneros  y por las operatorias de trasvase, almacenamiento y regasificación en el muelle ubicado en el kilómetro 74,5 del río Paraná de Las Palmas.

El Secretario de Energía acompañó el escrito con documentación emitida por la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura que contiene el informe de auditoría de TGN S.A.,  informe del análisis diferencial de la UTN e informe de la revisión independiente por parte de YPF S.A. a la terminal de GNL Escobar.

 La estrategia del Estado Nacional desde la Secretaría es apuntalar con esta presentación las acciones judiciales que viene realizando YPF, propietaria de la terminal, que opera en sociedad con IEASA, a la que se sumarán otras presentaciones, informes y peritajes que producirán otros organismos como el Enargas, IEASA y la propia YPF.

Además de un análisis de la estimación de la demanda, el informe explica el efecto que esta situación generaría en lo referido a costos inalcanzables en materia de necesidad de divisas, costo fiscal, precio inaccesible de la generación de electricidad, sobrecosto general para la economía nacional y los usuarios, y daño ambiental que generaría la utilización desmesurada de combustibles líquidos en reemplazo del gas faltante.

Martínez reclama al juez “que es imprescindible el levantamiento de la clausura y plena actividad de la terminal regasificadora  ya que de lo contrario se produciría ineludiblemente la utilización extrema de combustibles líquidos altamente contaminantes, con correlativo y desmesurado costo adicional de divisas y pasivos ambientales, y simultáneamente se pondría en riesgo el sistema de abastecimiento nacional y el servicio público de gas por redes”.

Con el título “Biocombustibles, prórroga de la Ley para un sector virtuoso”, las entidades empresarias que nuclean a los productores del rubro solicitaron al Presidente Alberto Fernández, y a los Diputados Nacionales que “en forma urgente sea tratada y aprobada la Prórroga de la Ley de Biocombustibles, que ya cuenta con adhesión unánime de los Senadores Nacionales, cuerpo que nos representa federalmente”, puntualizaron.

En un comunicado las entidades refirieron que “la ley 26.093, que vence en mayo próximo, ha permitido la concreción de numerosos beneficios que deben preservarse y profundizarse”, entre los que destacaron:

a) Importante contribución al cuidado ambiental y de la salud de los argentinos, al incorporarse un combustible limpio a la matriz energética nacional, que reduce la huella de carbono en más de un 70 % con relación a los combustibles fósiles que sustituyen.

b) La industrialización de la ruralidad, especialmente en zonas de economías regionales.

c) Cuantiosas inversiones en los últimos 12 años, como ninguna otra cadena agroindustrial.

d) La desconcentración del mercado de combustibles líquidos, incluyendo la apertura a numerosas empresas PyMES.

e) La sustitución de importaciones de combustibles minerales, en atención a las restricciones en la disponibilidad de divisas y a las limitaciones que presenta el parque local refinador de petróleo.

“De no mediar una extensión de la ley 26.093 no solo corren riesgo de desaparecer las 55 empresas que producen combustibles limpios y los más de 100.000 puestos de trabajo federales que genera el sector, sino que la Argentina entraría en un default ambiental que va en sentido contrario al compromiso asumido en el Acuerdo Climático de Paris, que el Señor Presidente, Alberto Fernández, ha ratificado públicamente en estos días”, señala el comunicado.

El texto también puntualiza que “el presidente de la Cámara de Diputados, Doctor Sergio Massa, prometió en la sesión ordinaria del 29 de diciembre el tratamiento de la prórroga de la ley de biocombustibles que, de una u otra manera, todos los bloques de Diputados han manifestado acompañar, por lo que instamos a su tratamiento y aprobación urgente”.

“La extensión de la ley permitirá que el Congreso debata con la serenidad adecuada nuevos horizontes para las energías limpias, con una visión que integre los aspectos económicos, ambientales, energéticos y de mayor equidad territorial que nos debemos como país federal”, se indicó.

El comunicado fue firmado por :
 Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno – AABH
 Cámara de Empresas Pyme Regionales Elaboradoras de Biocombustible – CEPREB
 Cámara Santafesina de Energías Renovables – CASFER
 Cámara de Industrializadores de Granos y productores de Biocombustible en Origen – CIGBO
 Cámara Panamericana de Biocombustibles Avanzados – CAPBA
 Centro Azucarero Argentino – CAA
 Cámara de Bioetanol de Maíz – BIOMAIZ

La confederación de expendedores de combustibles CECHA, informó que  el balance del año 2020 arrojó como resultado una caída de 19.7 % en el volumen de ventas comparado con el alcanzado en 2019, al tiempo que se notó “un fuerte repunte en el último bimestre” principalmente debido a  la mayor circulación de vehículos.

El presidente de la entidad empresaria. Gabriel Bornoroni, afirmó que “sin dudas 2020 fue un año traumático para el sector de las estaciones de servicio”. Y consideró que “las restricciones a la circulación tomadas para detener el avance de la pandemia, sumado a los cambios de hábitos producto del cierre de actividades, derivaron en un desplome de ventas que fatigó a las estaciones y llevó a una enorme mayoría a trabajar a pérdida la mayor parte del año”.

Un resumen elaborado para la entidad por la consultora Economic Trends indicó que “a lo largo del 2020 se vendió 19,7 por ciento menos de combustibles que en 2019 (en base a información de la Secretaría de Energía de la Nación), y esto marca el tercer año consecutivo de caídas en las ventas, luego de una baja de 0.3% en 2018 y del 1.3% en 2019”.

El impacto fue mucho mayor en las naftas, cuyas ventas bajaron 27,5 por ciento en comparación al año anterior. Este segmento se vio muy afectado por las restricciones a la circulación, pero también al cierre de escuelas, de teatros y cines, a las dificultades para el turismo o por el segmento de trabajadores que dejaron de viajar a las oficinas para pasar a una modalidad de Home Office.

El dato positivo se encuentra, sin embargo, en los últimos dos meses del año, cuando las ventas de naftas subieron 22,3 por ciento entre octubre y diciembre. Este aumento permitió que el 2020 cierre finalmente con una caída del 12,7 por ciento entre febrero (último mes previo al comienzo de la pandemia) y diciembre. Cabe aclarar que históricamente febrero es un mes de pocas ventas.

El gasoil, por su parte, vivió un año igual de estresante pero pudo mantener ventas más normales por la demanda constante que representan sectores que conservaron la actividad en mayor medida, como el agro o los transportistas. Así, este combustible sufrió una caída del 12,5 por ciento anual en comparación con 2019.

Esto derivó en una recuperación lenta pero sostenida de las ventas, que promedió un crecimiento de 0.9 mensual entre junio y diciembre. Así, los volúmenes del último mes del año quedaron un 7.9 por ciento por debajo de febrero, el último mes de la llamada “vieja normalidad”.

Analizando por zonas, con esta evolución solo dos provincias recuperaron el 100% del volumen de ventas perdido por la irrupción de la pandemia (Chaco y Tucumán), siete provincias recuperaron más del 80% del volumen perdido (Buenos aires, 82.0%; Córdoba, 89.1%; Jujuy, 82.2%; Misiones, 91.3%; San Juan, 81.9%; Tierra del Fuego, 82.7%); cinco provincias recuperaron entre el 70% y el 80% (Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 74.6%; Chubut, 76.2%; Corrientes, 79.7%; La Pampa, 73.8%; Neuquén, 73.9%); el resto de las provincias ha recuperado entre el 50% y el 70%.

“Fue un año dificilísimo, la verdad que nuestro sector fue muy castigado por la situación tan compleja que planteó este virus. Como positivo podemos rescatar que no cerraron estaciones y ese repunte en la venta de naftas que se dio en los últimos meses. Pero seguimos con la guardia alta porque nuestros problemas no terminaron. Hay estaciones con estrés financiero y el año recién comienza”, sostuvo Bornoroni.

No obstante, afirmó que “nos ilusiona el verano que estamos atravesando en materia turística, y el regreso de las clases presenciales porque ello implica mas movimiento”.  “Creemos que las ventas de enero 2021 fueron superiores a las de enero de 2020 y esperamos que lo mismo ocurra con febrero”, agregó.

Acerca de los precios de los combustibles el directivo opinó que los incrementos anotados durante 2020 resultaron “mucho menores a los de otros productos esenciales”, y citó los casos de la carne y hortalizas.

Preguntado acerca del nivel de precios alcanzados por los combustibles en el mercado local Bornoroni hizo referencia a que “con los últimos aumentos las petroleras dicen hoy que tienen un retraso del  12 o 13 por ciento”.

Asimismo, Bornoroni se pronunció a favor de una prórroga de la Ley de Biocombustibles, que ya tiene media sanción del Senado y debe ser tratada en Diputados. “Creíamos que  iba a estar para las (sesiones) extraordinarias y ahora esperamos que esté en el comienzo de las ordinarias”.

Consideró que “es importante la prórroga de la ley porque  si tenemos mucha producción de biocombustibles vamos a poder  tener precios internos de los combustibles menores a los internacionales” .  Creemos que esto evitará tener que importarlo y también que el futuro de los combustibles son los biocombustibles ya que neutralizan la contaminación”.

Al respecto, consideró necesario ir hacia un corte de mayor proporción de las naftas y del gasoil, actualmente en el  10 y 12 por ciento respectivamente.

La acción de YPF tuvo el miércoles 27 otra jornada positiva en la Bolsa de Nueva York, al romper la barrera de los 4 dólares.

Alcanzó un máximo de 4,22 y cerró con suba de 8,29 % a 4,05 dólares, valor que no alcanzaba la acción desde el 13 de enero. El martes 26 había cerrado también en alza, a 3,74 dólares.

De esta manera, se recupera de las pérdidas generadas por los rumores y operaciones de la semana pasada que llevaron a la acción a un valor bajo históricamente.

La desmentida oficial  a tales rumores (por caso el de una estatización total) y las modificaciones dispuestas el martes 26 por el Directorio de la compañía a la oferta de canje de bonos de la deuda internacional de YPF -que ronda  6.600 millones de dólares-, repercutieron favorablemente en el Mercado.  Para el martes 11 de febrero está convocada la asamblea de tenedores de bonos.

También jugó a favor de esta recuperación el anuncio de aumento de inversiones en el año en curso proyectadas en  73 %  superiores a las realizadas en el 2020 (año de fuerte merma por el efecto pandemia).  Ahora sumarán U$ 2.700 millones.

Tales inversiones serán 90 % superiores a las del año pasado en el rubro específico del Upstream. Totalizarán U$ 2.100 millones (U$ 800 millones en Convencional y U$ 1.300 millones en No Convencional) .

En la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, en tanto,  la acción de YPF registró una suba de 6,6 % respecto de la jornada previa y cerró a 626,60 pesos.  Esta reacción explicó en parte que el índice SPMerval  cerrara el miércoles 27 al filo de los 50. Puntos (49.970,41).  

La licitación realizada a través del MEGSA para proveer en febrero gas natural a CAMMESA con vistas al suministro a generadoras de electricidad registró 13 ofertas por un volumen total acumulado de 11,1 millones de metros cúbicos día.

Se trata de 7 ofertas desde la Cuenca Neuquina por 4,6 MM3; 4 desde Tierra del Fuego por 5 MM3; 1 desde Chubut por 500 mil metroc cúbicos, y 1 desde Santa Cruz por 1,5 MM3 día.

Los precios de la subasta electrónica fueron de U$ 2,2 por millón de BTU para el gas de Chubut puesto en el ingreso al sistema (PIST) y U$ 2,60 puesto en el ingreso al GBA.

El gas de Santa Cruz se suministrará a U$ 2,07 por MBTU en el PIST y de U$ 2,61 en el GBA. En el caso de Tierra del Fuego el gas PIST será a U$ 2,04 y también a 2,61 en el GBA.

El gas proveniente de la Cuenca Neuquina para Cammesa será a U$ 2,3 PIST y U$ 2,63 puesto en el GBA.

Por tercer año consecutivo, Pampa Energía es una de las 380 empresas de 11 sectores distintos incluidas en el Índice de Igualdad de Género (GEI) 2021, patrocinado por Bloomberg, la mayor proveedora de información financiera del mundo. Asimismo, Pampa Energía es la única compañía argentina reconocida en el Índice GEI, junto con otras 14 empresas latinoamericanas.

Este Índice reconoce a las compañías del mundo más comprometidas con la igualdad de género a través de sus políticas y transparencia en la divulgación de sus programas y datos relacionados con el tema.

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, expresó: “Estamos orgullosos de recibir este reconocimiento por tercer año consecutivo. En Pampa fomentamos una cultura inclusiva y seguimos trabajando en ese sentido para superarnos día a día”.

En 2019, el Índice estuvo compuesto por 230 compañías, en 2020 el número ascendió a 325 compañías globales, expandiéndose en esta nueva edición a 380 empresas de 44 países y regiones.

“Las empresas incluidas en el Índice GEI 2021 están ampliando el universo de cobertura de sustentabilidad, para incluir información relacionada con la temática de género, hoy exigida por los inversores”, expresó Peter T. Grauer, presidente de Bloomberg. “El compromiso con la divulgación contribuye a la temática de la inclusión e impulsa la transparencia en los mercados financieros”.

El GEI aporta transparencia a las prácticas y políticas relacionadas con el género en las empresas que cotizan en bolsa, lo que aumenta la amplitud de los datos ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) disponibles para los inversores. La metodología de puntuación de GEI permite a los inversores evaluar el desempeño de la empresa y hacer comparaciones entre compañías del mismo sector.

Miércoles 27 de enero de 2021

El Directorio de la petrolera YPF modificó aspectos de su propuesta original referida al canje de deuda de la compañía, por un total aproximado a los 6.600 millones de dólares,  formulada hace poco más de dos semanas.

Las modificaciones, se indicó, principalmente buscan “fortalecer la estructura de garantías del bono respaldado con flujo de exportaciones con vencimiento en 2026, y atender la preocupación de los inversores sobre la inexistencia de flujos durante los próximos dos años”.

Al respecto se explicó que “a partir de las sugerencias presentadas por los inversores sobre la oferta de canje el Directorio aprobó ciertas modificaciones para hacer más atractiva la propuesta”, al tiempo que se dispuso extender el vencimiento final de la oferta al 5 de febrero, “siendo válidas estas nuevas condiciones para aquellos inversores que ya han ingresado sus bonos al canje como para todos aquellos que deseen hacerlo hasta la fecha de vencimiento final”.

La compañía decidió reforzar la estructura de garantías del bono 2026 por medio del ofrecimiento de una prenda en primer grado sobre acciones de su subsidiaria YPF Luz, la  desarrolladora y operadora de plantas de generación de energía eléctrica renovable y térmica del país.

Respecto al flujo de intereses durante los próximos años, la compañía incorporó el pago de cupones en los tres nuevos bonos a tasas del 4% para el 2026, del  2,5% para el 2029 y del 1,5%  para el 2033.

Además, se resolvió ahora que para incrementar el valor económico de la propuesta de canje, la compañía incrementa la tasa de interés de los nuevos bonos 2026 y 2029 del 8,5%  al 9%,  aplicables desde enero de 2023.  Por otro lado, también modificó las estructuras de amortización de los nuevos bonos 2026 y 2029 para acortar la vida promedio, entre otras.

Estos cambios, se indicó,  se suman al ya introducido el 14 de enero por el cual la compañía modificó las características de las mayorías necesarias para proceder con el cambio de los términos y condiciones no económicos de los bonos viejos, pasando a requerir mayoría absoluta de tenedores de cada serie.

Desde la compañía se considera que estas decisiones “reflejan la visión de YPF en cuanto a su diálogo con el mercado habiendo respondido a la mayoría de las inquietudes planteadas por los inversores, dentro de las posibilidades que tiene la empresa por la difícil situación financiera que atraviesa”.

Esto último lo explica como resultado de los impactos que generó la pandemia  (COVID-19)  “que agravaron una situación de declino de la producción de gas y petróleo que la compañía arrastraba de años anteriores”.

La petrolera no logró avances significativos entre los acreedores con su primera propuesta para la  reestructuración de la deuda referida.

YPF buscará refinanciar 413 millones de dólares por el capital residual del bono internacional con vencimiento el 23 de marzo próximo, a fin de cumplir con la normativa vigente del BCRA para endeudamientos cuyo capital tiene vencimiento antes del 31 de marzo de 2021.

En segundo lugar, se decidió ofrecer, simultáneamente, una propuesta de refinanciación de las cuotas de interés y capital a vencer durante 2021 y 2022 a los tenedores de prácticamente todos los bonos internacionales emitidos por la compañía, cuyo capital pendiente de pago suma un saldo total en circulación de aproximadamente U$ 6.200 millones.

En su estructuración la oferta contempla la emisión de 3 nuevos títulos de deuda: un bono con vencimiento en 2026 respaldado por el flujo de cobranza de exportaciones y otros dos títulos, con vencimiento en 2029 y 2033, sin respaldo de exportaciones. En todos los casos se trata de títulos amortizables, que empiezan a pagar interés a partir de 2023.

La oferta no contempla ningún tipo de quita de capital ni de intereses y resulta, según las estimaciones de la compañía, en una alternativa mutuamente conveniente para YPF y sus inversores.

YPF, energética de mayoría accionaria estatal (51%), impulsa esta refinanciación de su deuda con el objetivo de generar las condiciones para promover un plan de inversiones que permita revertir la tendencia negativa en la producción de petróleo y gas que presenta el país.

En las dos últimas semanas la empresa registró dos definiciones de importancia para los inversores  en YPF:  La renuncia de su presidente Guillermo Nielsen y la nominación para ése cargo de Pablo González,  actual diputado nacional, ex senador, y ex vicegobernador de Santa Cruz (2015-2019), y la desmentida por parte del ministro de Economía,  Martín Guzmán,  a versiones que especularon con la presunta intención del gobierno de avanzar con la estatización total de la compañía.

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía estableció, a través de la resolución 40/2021, el denominado “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones” para las deudas mantenidas con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y/o con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por parte de las Distribuidoras de Energía Eléctrica, ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020.

La deuda deberá ser regularizada mediante un plan de pagos 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.

A través de la misma resolución, se estableció el “Régimen Especial de Créditos” para aquellas Distribuidoras que siendo agentes del MEM no registren deuda con CAMMESA y/o con el MEM, “o sean consideradas dentro de valores razonables en relación a su nivel de transacciones al 30 de septiembre de 2020”.

La medida tiene como trasfondo una situación que las empresas explican derivada del congelamiento de las tarifas vigente desde el segundo trimestre de 2019, de su continuidad en 2020 por la Ley de Emergencia 27.541, más la merma en la facturación en el marco de la  pandemia por el COVID-19, lo cual llevó a varias distribuidoras domiciliarias de electricidad a decidir pagar sólo parte de la energía que les suministró la CAMMESA, acumulando así una deuda multimillonaria estimada en $ 140 mil millones.

Energía procura que las empresas vayan saldando esa deuda en un contexto que se sigue manifestando tenso entre las partes, habida cuenta que Energía ya comunicó que el congelamiento concluirá en marzo, para pasar a un esquema de “tarifas de transición” que perdurará hasta que concluya un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) en base a criterios económicos y sociales distintos a los que se aplicaron durante el gobierno de Cambiemos.

El “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones” y/o el “Régimen Especial de Créditos” se instrumentarán a través de la suscripción de Actas Acuerdo particulares que se celebrarán entre las Distribuidoras de Energía Eléctrica agentes del MEM y su Poder Concedente y/o Ente de Control y la Secretaría.

“En dicha Acta Acuerdo se establecerá el tratamiento de la totalidad de la deuda comprendida y las obligaciones a las que quedará sujeta la Distribuidora”, indica la resolución 40.

Las Acta Acuerdo “incluirán compromisos en materia de eficiencia energética, tecnología aplicada a la prestación del servicio y/o inclusión de herramientas de focalización de subsidios o estructuración tarifaria en función de las características socioeconómicas de los usuarios”.

Cada Acta Acuerdo, puntualiza la resolución firmada por Darío Martínez, “será notificada a CAMMESA, con el objetivo de que se realicen las gestiones y/o ajustes que correspondan en las Transacciones Económicas con relación a las deudas que hayan sido adheridas al régimen y los créditos que se reconozcan, debiendo en caso de corresponder excluir las mismas de todo reclamo judicial o extrajudicial”.

Las Distribuidoras de Energía Eléctrica agentes del MEM interesadas en adherir al “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones” o al “Régimen Especial de Créditos” deberán solicitar y presentar un Formulario Modelo en carácter de Declaración Jurada a la Secretaría de Energía y a CAMMESA en el plazo máximo de quince (15) días hábiles (contados a partir del viernes 22/1).

Energía instruyó a CAMMESA para procesar la información y la documentación y elevarle un informe técnico de la situación de cada Distribuidora, que contenga una propuesta de acuerdo.

 Para los casos en que no se resuelvan las regularizaciones de los saldos deudores antes del 31 de marzo de 2021, CAMMESA “deberá iniciar o continuar las acciones administrativas o judiciales y todas aquellas medidas operativas y legales necesarias y/o convenientes cuyo objetivo sea el resguardo de la integridad y regularidad de la cadena de pagos y cobrabilidad en el MEM”.

La norma establece también para las Distribuidoras de Energía Eléctrica, “como condición para la entrada en vigencia de las Actas Acuerdo” referidas al plan especial de Regularización de Obligaciones, que “deberán replicar los mismos términos que acuerden en dicho régimen a las deudas que las Cooperativas de Distribución de Energía Eléctrica no agentes del MEM, que presten servicios en su área de concesión, mantengan con ellas”.

Asimismo, en los casos en que dichas cooperativas no mantengan deuda con las Distribuidoras o las mismas sean consideradas dentro de valores razonables en relación a su nivel de transacciones al 30 de septiembre de 2020, se deberá celebrar un acuerdo en términos similares al “Régimen Especial de Créditos” entre la Distribuidora y la Cooperativa no agente del MEM.

Energía y/o el Poder Concedente y/o el Ente de Control de cada jurisdicción podrán auditar a las Distribuidoras con relación al cumplimiento de las obligaciones emergentes de esta medida.

En los considerandos de la resolución se argumentó que a partir del mes de marzo de 2020, se produjo un incremento de la morosidad de los pagos de la facturación emitida por el Organismo Encargado de Despacho  (OED) en su calidad de Administrador del MEM por parte de las Distribuidoras.

Y se refirió que “el artículo 87 de la Ley 27.591 de Presupuesto General de la Administración Nacional para el Ejercicio 2021 establece un régimen especial de regularizaciones de la obligaciones de pago de las Distribuidoras con el MEM, en las condiciones que establezca la Secretaría en su calidad de Autoridad de Aplicación, que podrá contemplar el reconocimiento de créditos de hasta cinco (5) veces la factura media mensual del último año o el 66%  de la deuda existente”.

Energía sostiene entonces de “ante la crítica situación en que se ha desenvuelto el país durante el año 2020, resulta necesario establecer un procedimiento especial para la normalización de la cadena de pagos en el MEM evitando riesgos de desabastecimiento, acompañando la producción y el empleo, garantizando el derecho al acceso a la energía eléctrica y redundando en una mejora de la calidad de vida por parte de los ciudadanos”.

Asimismo, recordó que “con el objeto de disminuir el impacto de la situación descripta precedentemente, el Estado Nacional realizó aportes del Fondo Unificado al Fondo de Estabilización para permitir saldar las acreencias de los Agentes del MEM en plazos y formas compatibles con el contexto actual”.

Energía refirió al respecto que “el citado Artículo 87 establece que 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”.

Habrá que ver cual es la respuesta de las empresas del sector, que en las últimas semanas se han pronunciado “preocupadas” por la política tarifaria encarada por el gobierno.

“De ninguna manera. El rumor es falso. YPF es una empresa privada con 51% de participación estatal que tiene un rol estratégico en el desarrollo energético de Argentina, y así seguirá siendo”, respondió el ministro de Economía, Martín Guzman, ante una consulta de la agencia estatal de noticias Telam.

La enfática declaración desmintió versiones que circularon en los últimos días según las cuales el gobierno planeaba estatizar totalmente a YPF.

Esto, en el contexto de la renuncia de Guillermo Nielsen a la presidencia de la principal compañía petrolera del país, confirmada por él mismo a mitad de la semana, pero que debe oficializarse en la reunión del Directorio prevista para antes de fin de mes, y luego en una Asamblea de accionistas.

En tanto, seguirá su trámite la asunción de ésa presidencia por parte de Pablo González, actual diputado nacional, ex senador, y ex vicegobernador de Santa Cruz (2015-2019).

La declaración del ministro Guzmán tuvo un efecto favorable en la cotización de las acciones de YPF, tras un fuerte derrape en las bolsas de Buenos Aires y de Nueva York el día jueves 21, donde habían cerrado a 520,05 pesos y 3,25 dólares, respectivamente.

El viernes 22 las cotizaciones registraron subas pico de 573 pesos y 3,73 dólares, para cerrar el día en 560,40 (+ 7,76%) y 3,50 dólares ( +7,38 %).

En este marco, YPF tiene en curso un procedimiento de renegociación de una deuda de 6.600 millones de dólares.

Por Antonio Rossi

Anunciada a fines de diciembre, la venta de las acciones mayoritarias de Edenor que acordaron el holding Pampa Energía controlado por Marcelo Mindlin y la sociedad conformada por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti sigue generando ruidos y reclamos al Gobierno para que no apruebe la transacción sin una intervención previa que evalúe a fondo los antecedentes y la capacidad patrimonial de los compradores.

En medio de un llamativo silencio de los legisladores oficialistas y de la oposición, los principales cuestionamientos contra el traspaso accionario de la distribuidora eléctrica que surgieron hasta ahora provienen de centros de estudios integrados por especialistas y técnicos ligados al Justicialismo y sectores de izquierda.

El Instituto de Energía Scalabrini Ortiz (IESO) -que agrupa a especialistas, académicos y ex reguladores identificados con el Justicialismo-planteó que “resulta urgente y necesario que el Estado, a través del ENRE y de otros organismos públicos competentes en tema, intervenga para clarificar tanto los alcances de la venta, como toda otra circunstancia que pueda vulnerar la prestación del servicio público que se encuentra en juego”.

“Si los compradores no pueden dar explicaciones satisfactorias para garantizar una adecuada atención del servicio público, es de esperar que se rechace esa transferencia y se tomen los recaudos necesarios para el mantenimiento del suministro eléctrico dentro de los parámetros contractuales de calidad que hace años se incumple, a pesar de los beneficios otorgados por el anterior gobierno a los actuales dueños de Edenor por alrededor de $ 50.000 millones en un proceso oscuro que hoy se está investigando en la justicia penal”, destacó el IESO.

En un reciente documento, el IESO -que integran, entre otros, Marcos Rebasa, Andrés Repar, Ernesto Quiles y Juan Carlos Tesso- advirtió que “es posible que el grupo Manzano-Vila-Filiberti busque evitar la intervención del ENRE sosteniendo que no es el mismo que posee las acciones mayoritarias de Edemsa, subterfugio formal que el ente regulador está habilitado para evaluar y, eventualmente rechazar, en virtud de sus amplias facultades legales establecidas por la ley 24065 para controlar la competencia en los mercados, actitudes monopólicas o de abuso de posición dominante”.

“Mientras el ENRE no se exprese, no puede adquirir vigencia la transferencia de acciones. Lo sabremos cuando se realicen las audiencias respectivas, que por la importancia del tema deberían ser públicas para que no haya dudas sobre la transparencia del cambio de dueños y la futura prestación del servicio en la región metropolitana”, señaló el IESO.

Con respecto a la situación actual de Edenor y el currículum de los compradores, el informe del IESO resaltó los siguientes puntos:

–Los actuales operadores de Edenor tienen una deuda con la Cammesa por la compra de electricidad que ronda los 18.000 millones de pesos que resulta casi el doble del valor declarado por la venta de sus acciones mayoritarias.

–El precio de las acciones que informaron los vendedores y compradores es sospechosamente bajo y es uno más de los diferentes aspectos que tiene que considerar y evaluar el ENRE para autorizar la transferencia.

–El grupo adquirente no acredita, en principio, los recaudos establecidos en el proceso de privatización de SEGBA para Edenor y Edesur y que suponen una acreditada experiencia en empresas de magnitud similar en distribución eléctrica y una solvencia financiera y técnica adecuada para la magnitud de la gestión a emprender.

–El grupo Manzano-Vila-Filiberti no cumple de manera evidente con esos requisitos. La empresa provincial mendocina Edemsa -que tiene bajo su operación- está en crisis hace más de una década, arrastra litigios con el gobierno mendocino, presenta resultados económicos que no la favorecen y, además, le debe alrededor de 9.000 millones de pesos a la Cammesa por energía que no ha pagado en los últimos años.

Por su parte, el denominado Grupo Bolívar -que tiene entre sus principales componentes a Claudio Lozano, Víctor De Genaro y Fernando Vaca Narvaja-también salió al ruedo con una posición crítica que reclama la entrada en escena de la ANSES.

Por medio de un documento, el Bolívar le solicitó al Gobierno de Alberto Fernández que, a través de la ANSES que ya tiene el 27,8% de Edenor, salga a ejercer la opción de igualar la oferta en juego y se quede con el control de Edenor.

Tras señalar que los 100 millones de dólares del valor declarado de la transacción “se ubica muy por debajo de la cotización de mercado que tiene la compañía”, el Grupo Bolívar advirtió que existe “una excelente oportunidad para que la ANSES incremente su participación accionaria, dotando al pueblo argentino del control de la principal eléctrica del país y poniéndola al servicio de los intereses nacionales”.

Además, el documento del Bolívar pidió “revisar los mecanismos de funcionamiento de los entes reguladores que están cooptados por las empresas concesionarias para que sean públicos todos los sumarios abiertos por infracciones y para que puedan registrarse las irregularidades que permitan el día de mañana rescindir los contratos sin costo para el Estado”.

Nota Editada en Transporte y Energía

Genneia, compañía generadora de energías renovables que supera los 1.100 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina, comunicó su adhesión a la Cámara Industrial y de Comercio Exterior de Puerto Madryn y Región Patagonia (CIMA).

Esta decisión se centra en la importancia que la región tiene para el desarrollo de la empresa, ya que la mayor parte de las inversiones en generación de energía eólica se concentran en el llamado “Nodo Madryn” – el Parque Eólico Trelew, el Parque Eólico Rawson, el Parque Eólico Madryn (el más grande del país) y el Parque Eólico Chubut Norte -.

Además, tiene el objetivo de que ambas instituciones puedan promover en conjunto el desarrollo sustentable de las economías regionales y trabajar
mancomunadamente para impulsar la matriz productiva local de la provincia y toda la Patagonia, indicó la empresa.

Además de los activos ya mencionados, Genneia se encuentra finalizando la construcción y próxima puesta en marcha de los proyectos 2, 3 y 4 del Parque Eólico Chubut Norte. Para entonces, sus operaciones en el Nodo Madryn concentrarán más de la mitad de su capacidad instalada renovable.

“De los 1.200 millones de dólares que Genneia invirtió en energías verdes, 900 millones de dólares fueron invertidos en el Nodo Madryn, por sus rasgos distintivos para la puesta en marcha de un nodo productivo”, explicó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos.

Y agregó que “entre esos rasgos destacamos la calidad de sus vientos -de los mejores del mundo-, el conocimiento técnico local y las características geográficas y estructurales necesarias para desarrollar obras de gran magnitud con seguridad y eficiencia”.

Ovidio Palacio, presidente de CIMA, saludó la incorporación de Genneia como asociado. “Destacamos el valor de las Energías Renovables no solamente como factor de protección del medio ambiente, sino que además,
será vital para el abastecimiento de energía a una mayor cantidad de hogares y para el crecimiento industrial de la Nación”, afirmó.

En los últimos dos años la empresa ha generado aproximadamente 3.000 puestos de trabajo en la provincia. En 2018 Genneia participó de la obra de ampliación de la Estación Transformadora de 500 KV, que permitió aumentar la capacidad de evacuación de dicha Estación en 540 MW.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad activó el procedimiento para la “adecuación transitoria de las tarifas” de distribución domiciliaria de electricidad por redes a cargo de las empresas EDENOR y EDESUR, operadoras en el Area Metropolitana de Buenos Aires, y convocó a ambas compañías a participar de dicho proceso, de acuerdo con lo dispuesto en el decreto 1020/2020.

Sobre esta misma base legal el ENRE también resolvió encarar un procedimiento similar para el caso de las tarifas del servicio público de transporte de electricidad “hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación”, y convocó a tal fin a las compañías de transporte de energía eléctrica en alta tensión TRANSENER S.A., TRANSBA (Buenos Aires), TRANSPA (Patagonia), TRANSCO (Comahue), TRANSNEA (Noreste), TRANSNOA (Noroeste), DISTROCUYO (Cuyo), y al ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN (EPEN).

Tales convocatorias fueron realizadas y oficializadas a través de las resoluciones 16 y 17/2020, y ambas establecen que el Ente “facilitará la realización de diversas instancias de participación ciudadana, convocando a tal fin a las personas usuarias y a las Asociaciones de Defensa del Consumidor, a fin de ser informados de las distintas etapas del citado procedimiento, garantizando su publicidad y el derecho de acceso a la información”.

Hace un par de semanas las distribuidoras nucleadas en ADEERA reclamaron una próxima recomposición de sus tarifas advertidas de la decisión del gobierno de prorrogar el congelamiento (vigente desde 2019) hasta marzo próximo inclusive, para pasar luego al esquema de tarifas de transición mencionado.

Poco después hizo lo propio la cámara que nuclea a las usinas generadoras (AGEERA), pero esto corre por otro andarivel en la Secretaría de Energía, que analiza los costos de producción de la electricidad según las diversas fuentes y la situación del parque generador.

En los considerandos de las dos nuevas resoluciones, que llevan la firma de la interventora María Soledad Manin, el ENRE hizo hincapié en que el DNU 1020 determinó el inicio de la renegociación de la RTI vigente, correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, en virtud de lo establecido en la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, en el Marco de la Emergencia Pública, vigente desde diciembre de 2019.

El artículo 5 de la citada ley facultó al PEN a “iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de la ley 24.065 del Marco Regulatorio Eléctrico y demás normas concordantes, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias”.

Las resoluciones puntualizan que “en las adecuaciones tarifarias transitorias se deberá tender a garantizar la continuidad de la normal prestación de los servicios, como así también la implementación de los mecanismos de participación ciudadana correspondientes”. (por caso las audiencias públicas) .

Para las adecuaciones tarifarias (de la electricidad y también del gas), en una transición que podría extenderse por hasta dos años hasta arribar a una RTI integral, se deberán considerar la evolución de los costos de las empresas, las inversiones necesarias para el mantenimiento de los servicios concesionados, una “razonable” tasa de ganancia,  la situación de las diversas categorías de usuarios y usuarias en el contexto macroeconómico, y la disponibilidad del Estado respecto del subsidio parcial a estos rubros (alcance de la tarifa social, niveles de segmentación de usuarios).

“La participación de los usuarios y usuarias con carácter previo a la determinación de la tarifa, constituye un factor de previsibilidad, y un elemento de legitimidad para el poder administrador, responsable de garantizar el derecho a la información pública, y otorga una garantía de razonabilidad para el usuario y la usuaria”, señalan las dos resoluciones.

Además de convocar a las empresas a cargo de estos servicios, se citó a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a las Defensorías del Pueblo de la Nación, de la CABA y Bonaerense, y notificó a las asociaciones ADEERA, ATEERA (Transportadoras) y a la de Entes Reguladores Eléctricos (ADERE).

Las versiones referidas a la salida de Guillermo Nielsen de la presidencia de YPF cobraron otra vez fuerza en las últimas horas (esta vez vía Econojournal)  e incluyeron la estimación de que sería inminente.  Habrá que esperar hasta la muy próxima reunión del Directorio.

Voceros de la compañía consultados por E&N se limitaron a señalar que el directivo “no ha renunciado al cargo”, y los intentos de contactar al propio Nielsen  para consultarle sobre esta cuestión  resultaron infructuosos ante el corte reiterado de las llamadas realizadas por el receptor en la tarde-noche del martes 19. Así las cosas, sólo faltaría la formalización.

En el ámbito energético, en tanto,  se sigue el tema con atención habida cuenta que se trata de una empresa con mayoría accionaria estatal, y es la principal petrolera integrada del país.

Un cambio del presidente de la compañía no sorprende y ya circula la versión de que el actual diputado nacional, ex senador, y ex vicegobernador de Santa Cruz (2015-2019), Pablo Gonzalez , ocupará dicho cargo. Nielsen, en tanto, volvería ejercer de embajador.

Nielsen preside YPF desde diciembre de 2019.  Ducho en economía y finanzas pero no en petróleo y derivados,  la gestión operativa de la energética está a cargo del CEO  Sergio Affronti,  considerado “un Ypefiano”,  que retornó a la empresa el año pasado.

 YPF atraviesa un proceso de reestructuración de deudas por unos 6.600 millones de dólares que podría ser arduo a juzgar por algunos acreedores internacionales.

 Tenedora de un muy importante banco de datos geológicos de la Argentina onshore y offshore, YPF procura recuperar su perfil como principal productora de petróleo y gas, tanto en reservorios convencionales como en no convencionales, para abastecer al mercado interno y para exportar.  La reciente licitación en el marco del Plan Gas Ar la tuvo como principal protagonista.

También es principal en el refino y la comercialización de combustibles, en el rubro petroquímico, y ha sumado actividad en la producción de energía renovable eólica.

Una sintonía fina en los principales cargos de conducción de la compañía sería el mejor escenario para lograr tales objetivos.

SM

Tal como lo plantearon la semana pasada las compañías distribuidoras nucleadas en ADEERA, la  Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) manifestó en las últimas horas que ve “con profunda preocupación una situación que, de mantenerse, afectará el normal abastecimiento eléctrico del país”, en alusión al congelamiento parcial de los precios de la energía que producen y abastecen.

La entidad empresaria consideró “indispensable que, en forma urgente, se recompongan los valores de remuneración y se tomen medidas que permitan dar previsibilidad económica-financiera para atender los compromisos con nuestra cadena de valor en el escenario macro actual, dado que, su postergación terminará impactando en forma irreversible en la disponibilidad de nuestras unidades generadoras”.

En un comunicado la entidad empresaria refirió que “actualmente, cerca del 60 % de la energía generada está siendo remunerada con valores congelados desde febrero 2020, dispuesta por Resolución de la Secretaría de Energía (Res SE 31/2020)”.

Dicha Resolución, sostienen, “realizó una fuerte reducción de la remuneración y pesificó los valores que perciben los generadores, lo cual ha impactado de forma considerable en los ingresos de esas empresas (entre un 25 a 45% conforme al tipo de generación)”.

“La citada Resolución contemplaba también un ajuste por inflación mensual, pero esto fue incumplido, lo que hace que a la fecha sumemos en total una reducción de ingresos de 26.000 millones de pesos”, calculó AGEERA.

En este contexto, remarcaron que “el monto que representa la remuneración que perciben los Generadores por la energía encuadrada en la Resolución SE 31/2020, es de solo el 4,5 % del costo total de la tarifa que, por el suministro de energía eléctrica, abonan los consumidores finales”.

La asociación empresaria planteó además que “la naturaleza de la Generación de Energía también debe afrontar compromisos en moneda extranjera, principalmente asociados a costos de mantenimiento de las diferentes tecnologías, lo cual es imposible de realizar bajo las condiciones de remuneración vigentes”.

Al respecto advirtieron al gobierno que “es nuestra obligación alertar que ante el sostenimiento de la situación actual, no es posible cubrir los costos de operación y mantenimiento que muchas de estas unidades de generación requieren y por lo tanto se verá comprometido en el corto plazo, el normal funcionamiento de gran parte del parque de generación”.

Esto, agregó AGEERA, “sin dudas traerá aparejado un aumento en los costos futuros de abastecimiento por la utilización de unidades menos eficientes y/o importación de energía, como ha ocurrido en el pasado”.

Luego de señalar que “la energía eléctrica es esencial y más aún en los momentos difíciles que como sociedad estamos atravesando bajo situación de pandemia”, AGEERA refirió que “todas nuestras asociadas han adoptado estrictos protocolos para el cuidado de su personal y realizado un gran esfuerzo en gastos e inversiones no planificados para garantizar toda la energía que se requiera”.

Creada en 1992, la AGEERA  nuclea a 45 empresas que representan el 94 % de la capacidad instalada del país y generan el 96 % de la energía eléctrica que se consume en Argentina.

La entidad es accionista del 20% del capital de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), de la misma manera que ADEERA, AGUEERA, ATEERA y el Estado Nacional.

Desde  la cero hora del sábado 16 de enero YPF aplica un aumento del 3,5 por ciento promedio país en los precios de sus combustibles líquidos.

Se trata de una suba derivada, en parte, del aumento del componente impositivo (Impuesto a los Combustibles Líquidos (ILC) e Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC)  del 7,7 por ciento que entró en vigencia el viernes 15, y en parte por una recomposición de márgenes dispuesta por la compañía en base a la inflación de diciembre.

En consecuencia, los nuevos precios de referencia de las naftas y gasoils de la marca YPF en estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Super $ 71,83; Nafta Infinia (Premium) $ 83,01; Diesel500 (común) $ 66,86 y el  litro de Infinia Diesel $ 78,76.

Esta nueva suba sucede al incremento de 2,9 por ciento promedio aplicado el 5 de enero a naftas y gasoils como consecuencia de la aplicación de una primera suba (hay otras ya pautadas)  para los precios de los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) que se utilizan como corte proporcional de tales combustibles fósiles.

Se estima que en las próximas horas otras refinadoras-comercializadoras del mercado local, por caso Shell y Axion, también modificarán sus precios.

El CEO de YPF, Sergio Affronti,  la presidenta de Equinor Argentina, Nidia Álvarez,  y el presidente de Shell Argentina,  Sean Rooney, firmaron un acuerdo preliminar para el ingreso de Shell como socio en el bloque CAN100 ubicado en la Cuenca Norte del Mar Argentino.  Equinor permanecerá como operador del área.

Tras esta operación, que se encuentra sujeta a la aprobación de la autoridad Regulatoria (Secretaría de Energía) , Equinor e YPF se dividirán en partes iguales el  70 % del bloque y Shell ingresará con el 30% restante.  Hasta ahora la sociedad YPF-Equinor era al 50 y 50 por ciento.

Affronti  afirmó que “para YPF la firma de este acuerdo es un nuevo paso en el fortalecimiento y expansión de la relación con estas dos grandes compañías energéticas”. “Estamos muy entusiasmados de poder aportarle al país el conocimiento y la experiencia que Equinor y Shell tienen en el desarrollo de proyectos offshore en el mundo”, agregó el  CEO de la petrolera de mayoría accionaria estatal .

El bloque CAN 100 comprende una superficie de 15.000 kilómetros cuadrados mar adentro  (entre Mar del Plata y Bahía Blanca como referencia en Continente)  y es el bloque más grande de la Cuenca Norte del Mar Argentino.

En esta asociación YPF aporta su conocimiento del área en la que se desarrollaron tareas de sísmica 2D y 3D, datos que están siendo analizados por Equinor desde finales de 2019, cuando se activó el período de cuatro años para la etapa de exploración contemplado en el esquema de licitación de áreas offshore para el desarrollo de hidrocarburos en el Mar Argentino.

En base a la evaluación en curso y a conclusiones preliminares,  el consorcio tendría previsto instalar una plataforma petrolera en la CAN100 en el año 2022.  

YPF, Shell y Equinor ya se encuentran asociadas en el bloque no convencional de Bandurria Sur en Vaca Muerta.

El pedido por una próxima sanción de la prórroga de la Ley de Biocombustibles será uno de los temas prioritarios que la Junta Ejecutiva del Consejo Regional del Norte Grande tratará en la reunión que mantendrá la Asamblea de Gobernadores de la región con el presidente Alberto Fernández, el miércoles 20, en la ciudad riojana de Chilecito.

El encuentro, se indicó, contará con la presencia de los mandatarios de Salta, Jujuy, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja, Chaco, Misiones, Corrientes y Formosa.

“La sanción definitiva en la Cámara de Diputados de la prórroga de la Ley de Biocombustibles, que ya tiene media sanción del Senado, es de vital importancia para el desarrollo productivo del norte ya que establece el marco normativo que regula la promoción y producción sustentable de biocombustibles” indicaron voceros del sector dado que el plazo de la ley vigente caduca en mayo de este año.

“Los problemas estructurales que hacen del Norte la región más pobre del país necesitan respuestas también estructurales, complejas y con dimensión regional”, explicó el vicegobernador de Salta, Antonio Marocco tras la reunión del Consejo Regional.

El funcionario destacó que al encuentro con el Presidente “vamos a llevar un temario complejo y vital para que nuestra región pueda despegar: El consenso de 10 provincias, sus 95 legisladores nacionales comprometidos y la visión federal del Gobierno Nacional son elementos que permiten ilusionarnos con una oportunidad histórica de empezar a revertir las asimetrías que postergaron durante décadas a nuestros pueblos”.

Y detalló que “se definió un temario preliminar de 6 puntos: suspensión de las elecciones Primarias, Abiertas, Simultaneas y Obligatorias (PASO) durante el año 2021; implementación efectiva de la ley de solidaridad y reactivación productiva; aplicación de un modelo de precio de combustible equivalente; implementación progresiva de un precio diferencial de energía para las provincias del Norte en los períodos de alta temperatura; implementación de un modelo de subsidio al transporte público de pasajeros, y el diseño de un plan de financiamiento con organismos internacionales por un montón de 30 mil millones de dólares para los próximos 15 años.

Además, los representantes de las provincias que componen la Junta Ejecutiva resolvieron incorporar a la lista de temas el desarrollo de un Plan Federal de Viviendas, y del Corredor Ferroviario Bioceánico y la Hidrovía Paraná-Paraguay.

Por Santiago Magrone

Las 47 distribuidoras de energía eléctrica nucleadas en la Adeera comunicaron su “estado de preocupación frente a la extensión del congelamiento tarifario dispuesto recientemente en algunas zonas muy importantes del país”.

Esta medida, advirtieron, mantiene la situación de indefinición “que produce una afectación directa al servicio eléctrico”, y puntualizaron que “además, este congelamiento se produce en un contexto con una inflación acumulada del 80 %, de la cual el servicio eléctrico no es responsable pero
que sí impacta directamente en los aumentos de los costos de la prestación”.

Las empresas distribuidoras plantearon así una postura conjunta ante la decisión del gobierno nacional de prorrogar hasta finales de marzo el congelamiento de las tarifas del sector en el marco de la ley 27.541, que declaró la Emergencia Pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social” , con vigencia original hasta el 31 de diciembre de 2020.

En el contexto de la pandemia del Covid-19 la Administración de Alberto Fernández anunció tal prórroga, y los Entes Reguladores del Gas y de la Electricidad también comunicaron que luego se definirán “tarifas de transición”, mientras se avance con un procedimiento hacia una Revisión Tarifaria Integral, en lugar de la RTI que se realizó durante el gobierno de Cambiemos.

En las últimas semanas diversos trascendidos indicaron que el ajuste de estas tarifas en el arranque de la transición no llegaría a los dos dígitos, lo cual explicaría al menos en parte esta declaración de Adeera.

Así las cosas, ahora, las distribuidoras señalan al gobierno que “es necesario conocer que la producción y distribución de energía tiene un costo y no es “gratis” o “económico” como algunos consideran”.

“Se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios, como así también para sostener la operación de los más de 450.000 kilómetros de redes que existen actualmente en nuestro país, lo que involucra a más de 80.000 personas que trabajan directa e indirectamente para prestar el servicio”, añadieron.

Adeera remarcó que “este nivel de empleo representa una fuente directa para la reactivación económica en cada lugar de operación, donde además
impulsamos el desarrollo de las economías regionales. Además de los salarios, dentro de los costos del servicio de distribución eléctrica se encuentran también los materiales, repuestos, flota de vehículos y demás insumos, que están disponibles las 24 horas los 365 días del año para mantener el servicio”.

El comunicado de Adeera consignó que “en el complejo escenario que trajo aparejada la pandemia, las distribuidoras de electricidad realizaron una gran cantidad de obras para mantener la calidad del servicio, acompañar la demanda y fortalecer el abastecimiento a hospitales y centros de salud”.

“Aun siendo un sector esencial no fue asistido hasta el momento con ningún programa de compensación o ayuda económica”, reclamaron, y señalaron que “a la fecha, podemos decir que se ha logrado prestar exitosamente el servicio en todas las jurisdicciones del país”.

Las distribuidoras afirmaron que “entre todas las empresas invirtieron más de 50.000 millones de pesos en 2020, privilegiando las redes y su operación por sobre otras obligaciones. De la misma manera, los trabajadores del sector eléctrico estuvieron presentes en todo el territorio nacional para resolver, en el menor tiempo posible, todas las interrupciones de servicio que en la mayoría de los casos tuvieron lugar por condiciones meteorológicas adversas”.

La entidad empresaria añadió que “en simultáneo la situación de las distribuidoras, ya afectada por el congelamiento tarifario, se vio aún más comprometida por la pandemia. Esto se debe a la morosidad en el pago de las facturas, a las deudas que se vieron obligadas a contraer con Cammesa, a la falta de actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD), a los
altos componentes impositivos y a la reducción de la demanda industrial que no logró compensarse con el aumento del consumo hogareño”.

Esta alusión viene a tratar de explicar las muy fuertes deudas que las distribuidoras -particularmente del AMBA- acumularon con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico por la energía que requirieron, y que no pagaron durante el último año.

Adeera expresó en su comunicado que “algunas de las empresas cotizan en la Bolsa, por lo que sus balances son públicos y reflejan los inconvenientes mencionados respecto a la situación financiera y la necesidad de corregir esos puntos”. “Otras empresas son gestionadas directamente por los Gobiernos provinciales, por lo que esta situación afecta de manera directa la ya difícil situación fiscal imperante en las provincias”, añadió.

La entidad afirma que las tarifas de los servicios públicos que rigen actualmente en el país son las más económicas de la región, comparadas por ejemplo con Uruguay, Brasil o Chile. “Esto implica un fuerte atraso monetario en las distribuidoras que trae como consecuencia falta de fondos para continuar con el necesario nivel de inversiones para mantener la calidad del servicio”, vuelve a advertir.

“Cabe aclarar en este punto que la incidencia del servicio eléctrico
en los costos para el sector comercial e industrial es del 2 %, salvo los electrointensivos”.

“Más aún, en nuestro país y en promedio, solamente el 29 % de lo recaudado por las facturas corresponde al distribuidor (VAD) que se destina al pago de salarios, mantenimiento, compra de materiales e insumos y planes de inversión, entre otros”. Por su parte, el 41 % del precio corresponde a la energía mayorista, el restante 30 % son impuestos directos y cabe aclarar que la carga impositiva total del servicio es del 46 %,
considerando todos los impuestos de la cadena”, describieron.

Las distribuidoras refirieron que “desde Adeera siempre se hizo hincapié en la importancia de acompañar las necesidades de los sectores más vulnerables y de exigir el cumplimiento de las obligaciones a los
usuarios con capacidad de pago”.

Acerca de la política de subsidios por parte del Estado, que esta sujeta a revisión y modificación, las empresas señalaron que “se presentó una propuesta integral de mejora de aplicación de la Tarifa Social que está disponible en el sitio web de la Asociación y que promueve dos valores promedios fijos a subsidiar mensualmente por hogar, diferenciados por regiones”. “Esta propuesta pretende hacer más equitativa la distribución de los subsidios, ya que actualmente todos los usuarios están subsidiados, independientemente de su capacidad económica”. agregaron.

“Además de la necesidad de que los clientes paguen las facturas, es indispensable que como sociedad incorporemos el uso responsable de la energía. El cambio cultural que impulsa la llamada eficiencia energética permite mejorar la relación entre la cantidad de energía consumida y los productos que se obtienen a partir de su uso”, se reiteró.

“En muchos casos, aun con tarifas congeladas, se advierten facturas de montos relevantes que son producto del consumo excesivo por parte de los usuarios. Como en el resto de las actividades, cuanto mayor es el consumo, mayor es el pago que se debe afrontar”, describió el texto.

Adeera hizo hincapié en que “otro factor que vale la pena aclarar está relacionado con los dichos de referentes de la cartera de Energía sobre posibles cortes de luz en verano”. “Las distribuidoras han tomado deuda y postergado otras obligaciones para realizar obras de mantenimiento y
mejora de las redes, esto implica que no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas”.

En este sentido, se indicó que “las asociadas de Adeera hoy tienen los procesos y los recursos necesarios para dar rápida respuesta ante eventuales interrupciones en el suministro”.

“El servicio eléctrico que brindan las distribuidoras mejoró notablemente en los últimos años y esto se evidencia principalmente en la disminución de los cortes. La calidad del suministro está regulada por el Estado y se mantiene gracias al esfuerzo coordinado de todos los operadores”, se afirmó.

Las distribuidoras plantearon que “se necesitan pautas más precisas para
trabajar en un marco estable y así impulsar el desarrollo del país y continuar con la generación de empleo genuino tanto directo como indirecto. La situación macroeconómica define el futuro del sector, que no espera solamente una recomposición tarifaria sino un escenario de certidumbre para planificar el futuro del servicio eléctrico”.

Adeera está conformada por 47 distribuidoras de energía eléctrica, de origen público, privado y cooperativo. En su conjunto operan 450.000 km de redes, y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.

La energética YPF anunció que el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, y con más de 90 años de historia, superó un récord de producción al alcanzar los 3.747 m3/día en diciembre 2020.

Este hito se logró a través de un trabajo multidisciplinario y la implementación de técnicas de recuperación secundaria y terciaria que están revitalizando reservorios convencionales en la Cuenca del Golfo San Jorge, especialmente.

YPF destacó que el uso de polímeros (terciaria) comenzó a desarrollarse en Manantiales Behr con la implementación de 5 plantas modulares de inyección que permitieron mejorar la recuperación de hidrocarburos en el área.

La Recuperación Secundaria es un mecanismo de producción de petróleo que se aplica a los yacimientos al finalizar la fase Primaria, cuando decrece la energía natural del reservorio, y consiste en la inyección de agua o gas a los reservorios petrolíferos.

La denominada Recuperación Terciaria es la tercera etapa de la producción de hidrocarburos que comprende métodos que siguen a la inundación con agua o al mantenimiento de la presión en el yacimiento. Las principales técnicas utilizadas son métodos térmicos, inyección de gas, e inyección de agua más Polímero más Surfactante (elemento que actúa como detergente, emulsionante que reduce la tensión en un fluido).

En buenos yacimientos convencionales estas técnicas permiten producir entre un 20 y un 40 % más del Petróleo Original in Situ (POIS).

La Vicepresidencia de Convencionales de YPF tiene definido seguir aplicando estas técnicas en otros importantes e históricos yacimientos operados por la compañía.

. El Ente Nacional Regulador del Gas, en trabajo con la Secretaría de Energía, solicitó a la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) “dejar sin efecto el criterio de exclusión sobre la Tarifa Social para que, en adelante, el grupo familiar que posee un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), pueda acceder al beneficio tarifario, independientemente de que éste sea o no el titular del servicio de gas natural por redes”. 

El 30 de julio último el ENARGAS había pedido a Energía “readecuar los criterios de inclusión y exclusión vigentes en la Tarifa Social de gas”, y en este sentido, el 26 de octubre el Secretario del área, Darío Martínez, requirió a la ANSES que proceda a dejar sin efecto -desde noviembre de 2020- las limitaciones impuestas, respetando sólo los criterios de elegibilidad y exclusión establecidos en la normativa vigente sobre Tarifa Social.

En esa oportunidad se logró la eliminación del criterio de exclusión por multimedidor y la vigencia del beneficio por un (1) año, sin someter al beneficiario a controles mensuales, explicó el Ente en un comunicado.

El 5 de diciembre, el Secretario de Energía remitió una nueva nota a la ANSES para solicitar que el sistema de inscripción valide el otorgamiento del beneficio en forma automática para aquellos grupos familiares en los que uno de sus integrantes posea el Certificado Único de Discapacidad, expedido por autoridad competente, independientemente de que sea o no el titular del servicio de gas.  

En la actualidad, si quien posee el CUD es un integrante del grupo familiar pero no es el titular del servicio, el sistema de inscripción lo rechaza por defecto y para poder acceder al beneficio debe realizar un trámite por excepción a través de la Secretaría de Energía, lo que provoca incomodidad y retrasos injustificados en su otorgamiento.

“El resultado que se genera es opuesto al objetivo de la normativa sobre la cual se sustenta el Régimen de Tarifa Social y a los fines perseguidos por la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública”. se consideró.

En ese sentido, el Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, confirmó que “la ex Secretaría de Gobierno de Energía (SGE), bajo la dirección de Gustavo Lopetegui, solicitó a la ANSES, en julio de 2019, la incorporación de criterios de exclusión adicionales a los establecidos en 2016 por el ex Ministro J.J. Aranguren. Éstos provocaron que 61.000 beneficiarias y beneficiarios fueran excluidos de la Tarifa Social entre julio de 2019 y marzo de 2020”. 

El régimen que implementó el Registro de Beneficiarios de la Tarifa Social tiene como objetivo brindar ayuda a usuarias y usuarios en situación de vulnerabilidad socioeconómica, que cumplan con los criterios de inclusión definidos en la normativa, a través de una bonificación del cien por ciento (100%) del precio del gas sobre un bloque de consumo máximo determinado -bloque de consumo base- en la facturación del servicio. 

“Como resultado del trabajo de las mesas interdisciplinarias generadas por el Ente Regulador se requirió a la ANSES eliminar el criterio de exclusión a partir de la próxima liquidación posible para evitar rechazar automáticamente en la inscripción a los potenciales beneficiarios del Régimen”, se explicó .  

En los últimos meses se crearon en el ámbito del ENARGAS ocho comisiones de usuarias y usuarios permanentes. Mediante la Resolución 63/2020, del 27 de mayo de 2020, se creó la Comisión de Entidades de Bien Público integrada por tres subcomisiones: Clubes de Barrio y Sociedades de Fomento, Iglesias e Instituciones Religiosas y Entidades de Salud y Discapacidad.

De dicha Comisión participan representantes de asociaciones civiles, simples asociaciones y fundaciones que no persigan fines de lucro en forma directa o indirecta y las organizaciones comunitarias sin fines de lucro con reconocimiento municipal, que llevan adelante programas de promoción y protección de derechos o desarrollen actividades de ayuda social directa sin cobrar a los destinatarios por los servicios que prestan, conforme con la definición establecida mediante Ley 27.218. 

Por su parte, el Congreso de la Nación asiste a las reuniones de la Comisión a través de un representante según las respectivas comisiones de competencia del Legislativo Nacional. La Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) también participa de la mesa de trabajo en carácter de observador, para actuar como vehículo de comunicación inmediata con los integrantes de su asociación. 

Las distintas comisiones del ENARGAS nombraron representantes para participar activamente en las Delegaciones y Subdelegaciones que este Organismo tiene en todo el país. 

El directorio de YPF, energética de mayoría accionaria estatal, aprobó una oferta para la refinanciación de parte de su deuda con el objetivo de generar las condiciones para promover un plan de inversiones que permita revertir la tendencia negativa en la producción de petróleo y gas que presenta el país.

Al respecto, YPF buscará refinanciar 413 millones de dólares por el capital
residual del bono internacional con vencimiento el 23 de marzo próximo, a fin de cumplir con la normativa vigente del BCRA para endeudamientos cuyo capital tiene vencimiento antes del 31 de marzo de 2021.

Cabe recordar que, en julio de 2020, en anticipación a lo que era un importante vencimiento financiero en marzo de 2021 por U$ 1.000 millones, la compañía ofreció a los tenedores de dicho bono un canje voluntario que resultó en la participación del 58,7 % de los inversores.

A pesar de que dicho porcentaje de participación es prácticamente el requerido por la normativa del BCRA para brindar acceso al mercado de cambios (60%), el BCRA confirmó que dicha refinanciación no es tenida en cuenta a los efectos del cumplimiento de los requisitos de la normativa que fue publicada con posterioridad a esa operación ejecutada por YPF.

En consecuencia, la Compañía que preside Guillermo Nielsen y tiene por CEO a Sergio Affronti, propone una nueva alternativa de refinanciación para poder cumplir con los compromisos asumidos. En esta oportunidad, se indicó que, para lograr un alto nivel de adhesión sobre un bono que ya fue renegociado, YPF ofrece una estructura fortalecida por medio de la cesión de flujos de cobranza de una porción de sus exportaciones para el cumplimiento de las cuotas de capital e interés.

En segundo lugar, se decidió ofrecer, simultáneamente, una propuesta de
refinanciación de las cuotas de interés y capital a vencer durante 2021 y 2022 a los tenedores de prácticamente todos los bonos internacionales emitidos por la compañía, cuyo capital pendiente de pago suma un saldo total en circulación de aproximadamente U$ 6.200 millones.

Con esta transacción YPF aspira a solucionar la situación financiera compleja que atraviesa la empresa producto de los efectos causados por la pandemia, y generar los fondos necesarios que le permita a la compañía continuar con el desarrollo de inversiones para la producción en la industria energética local.

DETALLE DE LA PROPUESTA

 Emisión de 3 nuevos títulos de deuda: un bono con vencimiento en 2026 respaldado por el flujo de cobranza de exportaciones y otros dos títulos, con vencimiento en 2029 y 2033, sin respaldo de exportaciones. En todos los casos se trata de títulos amortizables, que empiezan a pagar interés a partir de 2023.

 La oferta no contempla ningún tipo de quita de capital ni de intereses y resulta, según las estimaciones de la compañía, en una alternativa mutuamente conveniente para YPF y sus inversores.

 La oferta de canje voluntario estará disponible durante 20 días hábiles según las exigencias regulatorias del mercado norteamericano bajo las cuales están emitidos los títulos, pero presentan condiciones más favorables de participación durante un período inicial de 10 días hábiles que vencen el 21 de enero, se indicó.

La petrolera Vista Oil & Gas anunció al mercado muy buenos resultados de producción de sus primeros dos pozos aterrizados en el “horizonte de navegación Carbonato inferior”de Vaca Muerta,  en el área Bajada del Palo Oeste, lo cual derivará en la proyección de una mayor cantidad de pozos a perforar en dicha área, y un mejor rendimiento de las operaciones.

La compañía logró incrementar 20 por ciento su producción en el último trimestre de 2020, comparado con el trimestre previo, y alcanzó un promedio de 35.000 boe/d en el año (contra 29.100 del año anterior).

Se trata de los pozos MDM-2025h y MDM 2027h, correspondientes al pad #4 de Bajada del Palo Oeste,  con 2.186 metros de rama horizontal y 26 etapas de estimulación hidráulica, y 2.551 metros de rama horizontal y 31 etapas, respectivamente.

El Carbonato inferior es el tercer horizonte de navegación de la formación geológica Vaca Muerta perforado por Vista en Bajada del Palo Oeste dado que los 12 pozos anteriores, correspondientes a los pads #1 a #3, se aterrizaron en los horizontes denominados La Cocina y Orgánico.

Según detalló la compañía que preside Miguel Galuccio, “luego de 70 días, la producción acumulada y normalizada de los pozos MDM-2025h y MDM-2027h estaba 27% y 32%, respectivamente, por sobre la curva tipo de Vista (que consiste en 2.800 metros de rama lateral y 47 etapas de estimulación hidráulica).

El pico de producción de treinta días (IP-30) fue 1.224 bbl/d de crudo (1.390 barriles equivalentes de petróleo (boe/d) para el pozo MDM-2025h y 1.537 bbl/d de crudo (1.746 boe/d) para el pozo MDM-2027h.

“Los resultados de estos pozos confirman el potencial del horizonte de navegación Carbonato inferior de Vaca Muerta como un shale oil play económico en Bajada del Palo Oeste” señaló la compañía.

Y detalló que“el análisis petrofísico de Bajada del Palo Oeste muestra que el Carbonato inferior tiene un contenido total orgánico promedio de 5.2%, una porosidad promedio de 12.7% y una saturación de agua promedio de 26%, características similares al horizonte Orgánico”.

Según el modelo geológico de la Compañía, esto podría agregar hasta 150 pozos nuevos a su inventario de pozos actual de 400 en Bajada del Palo Oeste, llevando a un total de hasta 550 pozos, informó.

Vista detalló además que “en el pad #4 aterrizó 2 pozos en el horizonte de navegación La Cocina”, y que durante la completación del pad #4 no se observó conectividad entre el Carbonato inferior y La Cocina.

“Esto sugiere que los reservorios de dichos horizontes de navegación se encuentran aislados, lo cual agrega flexibilidad al desarrollo del área Bajada del Palo Oeste”, puntualizó la empresa.

Los 2 pozos del pad #4 aterrizados en La Cocina, MDM-2026h and MDM-2028h, tienen 2.177 metros de rama lateral con 44 etapas de estimulación hidráulica, y 2.554 metros de rama lateral con 51 etapas, respectivamente.  Luego de 70 días, la producción acumulada y normalizada de los pozos MDM-2026h y MDM-2028h estaba 29% y 26% por sobre la curva tipo de Vista, respectivamente.

El pico IP-30 fue 1.989 bbl/d de crudo (2.187 boe/d) para el pozo MDM-2026h y 2.244 bbl/d de crudo (2.453 boe/d) para el pozo MDM-2028h.

En el pad #5 la Compañía aterrizó 2 pozos en La Cocina y 2 pozos en el Orgánico, con un promedio de rama horizontal de 2.444 metros y un total de 196 etapas de estimulación hidráulica para los 4 pozos. El pad #5 fue completado con un promedio de 8.5 etapas de estimulación por día, lo cual permitió conectar los 4 pozos del pad antes de lo previsto, entre el 28 de noviembre y el 2 de diciembre de 2020.

Vista remarcó que “los resultados exitosos del pad #4 y la conexión temprana del pad #5 impulsaron la recuperación de la producción que Vista había comenzado en septiembre de 2020”.

 La producción promedio de la Compañía para el Cuarto Trimestre del año (4T 2020) fue aproximadamente 30.600 boe/d (shale oil y gas), un 20% por encima del promedio del trimestre anterior.

“La producción de salida del año 2020 fue de aproximadamente 35.000 barriles equivalente de petróleo día”,  más del 20 % superior a la de 2019.

• Fuentes allegadas a la energética YPF, de mayoría accionaria estatal, confirmaron en relación a la venta del edificio que es sede central de la compañía, en Puerto Madero, que “se ha puesto en marcha la posibilidad de ejecutar la operación ni bien se alcance una oferta con el valor esperado”. Según el mercado inmobiliario sería de U$ 400 millones.
• En rigor, la decisión se enmarca en la estrategia de la petrolera de concentrar sus recursos en el core del negocio, esto es la producción de energía (y financiar con los recursos parte del plan de trabajo).
• Pero la decisión también apunta a engrosar la política de austeridad y gestión eficiente que la firma que conduce Sergio Affronti (CEO) parece haber adoptado en esta etapa. Se trata de una magnífico edificio de 30 pisos y 160 metros de altura diseñado por el arquitecto César Pelli y construído en tiempos de Repsol YPF.
• La decisión “se suma así a otras acciones corporativas que van en el mismo sentido y que pueden ser reconocidas como parte de la transformación que ha impulsado la pandemia de Covid-19 en función de las posibilidades que ha generado el trabajo remoto y de lo oneroso de mantener estructuras de importantes dimensiones”, explicó la fuente consultada.
• Hay otros activos inmobiliarios en consideración de venta. De hecho hace un par de semanas hubo cierto revuelo político al interior del gobierno por un operación de venta de terrenos aledaños a la Universidad Nacional Arturo Jaureche (instalada en 2010 en dependencias que fueron sede histórica del Laboratorio de YPF en la ciudad bonaerense de Florencio Varela). El presidente de YPF, Guillermo Nielsen, deshizo tal operación.

La producción de petróleo en la Argentina se redujo en noviembre último  8.9 % interanual y  4.7 %  en los últimos doce meses,  en tanto que la producción total acumulada durante los meses de pandemia del Covid-19 se redujo 8.5 % respecto a iguales meses de 2019, reveló el informe elaborado y publicado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi  (IAE).

La producción de petróleo en yacimientos convencionales en noviembre de 2020 cayó 14.1 % i.a y se redujo 11.2 % durante los últimos doce meses, mientras que la producción de crudo no convencional  (24% del volumen total) se incrementó 10.4 % i.a y 24.1 % en doce meses.

En cuanto al gas natural,  en noviembre de 2020 la producción disminuyó 9.7 % i.a y 8.2 %  en el acumulado anual.  En el mismo mes , la producción de Gas convencional (57% del total) se redujo 7.2% i.a y 9.2% a.a  en el último año.

Por segundo mes consecutivo, la producción no convencional del gas disminuyó más que la convencional:  se redujo 13% i.a. y cae 6.9% a.a.

El informe del IAE detalla que la producción gasífera convencional y la variante no convencional Tight Gas,  que entre ambas representan el  75 % de la producción total, disminuyen 9.7 % anual.

 La producción total acumulada de gas durante los meses de pandemia se redujo 11.2 % respecto a iguales meses de 2019 (15.4 MMm3).  Por su parte, en el mismo periodo la producción acumulada de YPF se redujo 23.6 % (10 MMm3/día) explicando el 65 % de la caída de la producción total de gas en pandemia y el 83 % de la reducción de las tres princiaples productoras.

 YPF y Tecpetrol explican la caída de la producción en Vaca Muerta en la pandemia ya que, en ausencia de éstas, la producción en la formación aumentó 28.2 % aportando 2.5 MMm3/d adicionales.

Demanda

 En noviembre de 2020 las ventas de naftas y gasoil aumentaron 9 % respecto a octubre de 2020 aunque se redujeron 15.3 % i.a. y 17 % en los últimos 12 meses.

“El consumo de naftas se recupera lentamente y de manera continua en los últimos 4 meses”. señala el informe.

 Desde el inicio de la pandemia, el consumo de gasoil acumulado es 13 % inferior al de iguales meses de 2019, y el de naftas resultó 37.2 % menor en el mismo periodo.

La demanda total de gas natural se redujo 9.4 % intermensual  en octubre de 2020 (último dato disponible), 8.3 % respecto de octubre de 2019 y 4.5 % a.a.  Esto indica que la producción interna cayó más que la demanda en igual periodo.

En el periodo de pandemia marzo-noviembre, la demanda de gas es  8.5 % inferior a la de  iguales meses de 2019.

Energía Eléctrica

 La demanda total de energía eléctrica aumentó 4.1 % en noviembre de 2020 respecto al mes anterior aunque disminuyó 4.4 % respecto a noviembre de 2019.

“ Se sigue observando que cae toda demanda  i.a correlacionada con la actividad industrial pero no así la demanda  residencial, debido mayormente a un uso más intensivo en los hogares y, en menor medida, a factores climáticos”, señala el informe, y agrega que “en los últimos 12 meses (a noviembre) la demanda de energía eléctrica total disminuye 1.5 % a/a.”

Subsidios energéticos

Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a octubre de 2020 fueron $ 356.6 mil millones, esto es U$  5.124 millones, y aumentaron 99.6 % respecto a igual periodo de 2019.

 Cammesa lidera las transferencias recibidas con $ 262 mil millones y un aumento de 163 % tomando el  73 % de los fondos ejecutados.  Por otra parte, según datos preliminares del Presupuesto Abierto,  en diciembre los subsidios anuales acumulados alcanzaron los U$ 5.951 millones de los cuales U$ 4.417 millones han sido destinados a CAMMESA. De esta manera, el año 2020 termina con un nivel de subsidios energéticos 26 % superior a 2019 medido en dólares.

A partir de la cero hora del martes 5 de enero YPF ajustó a la suba los precios de sus combustibles líquidos en todo el país aplicando un incremento de 2,9 por ciento en relación a los previamente vigentes.

La petrolera de mayor participación en el mercado local explicó este incremento como derivación de los nuevos precios fijados -el lunes 4 por la Secretaría de Energía- para los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) que se utilizan como mezcla proporcional con el gasoil y la nafta fósiles.

Los precios de estos combustibles se conforman con el costo propio de elaboración como derivado del petróleo, más el componente de los Bio, más el componente impositivo que está dado por el Impuesto a los Combustibles Líquidos y al CO2.

En consecuencia, los nuevos precios de referencia de las naftas y gasoils de la marca YPF en estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Super $ 69,40; Nafta Infinia (Premium) $ 80,20; Diesel500 (común) $ 64,60 y el  litro de Infinia Diesel $ 76,10.

Se estima que otras marcas de refinadoras-comercializadoras del mercado local también subirán sus precios en las próximas horas por el aumento en el FAME (éster metílico de ácido graso) y del Etanol.

El miércoles 16 de diciembre YPF y Shell (Raízen) incrementaron los precios de sus combustibles 4,5 % promedio país. Poco después hicieron lo propio Axion y otras marcas. Ello como resultado de un aumento para las petroleras (del orden del 1,5%) más el traslado a los consumidores del ajuste en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al CO2 (del 3%).

En ésa oportunidad YPF  indicó que “al igual que en las actualizaciones anteriores, se buscó acortar las brechas (de precios finales al público) entre AMBA y el resto de las provincias”. Es decir que el incremento fue mayor en el Area Metropolitana de Buenos Aires, donde llegó al 5,5 por ciento.

Aquel de mediados de diciembre fue el quinto ajuste a la suba para los combustibles en el 2020 tras un congelamiento previo de nueve meses, cerrando el año con una suba acumulada de aproximadamente 25 %.

La Secretaría de Energía de la Nación pautó, a través de sus dos primeras resoluciones del año, nuevos precios para los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) a la vez que estableció cambios transitorios en la proporción de mezcla obligatoria para el caso del biodiesel.

La resolución 1/2021 suspendió hasta el 31 de mayo próximo inclusive el Procedimiento para la Determinación del Precio de Adquisición del Biodiesel (Resolución 83/2018 del ex MINEM y modificatorias), y fijó nuevos precios para este producto destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 26.093 (de biocombustibles), pautando una secuencia mensual de incrementos de precios para este producto desde enero hasta mayo.

La Secretaría a cargo de Darío Martinez oficializó los nuevos precios en: Pesos 77.300 por tonelada del biodiesel para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de enero; Pesos 86.875 por tonelada para las operaciones en febrero de 2021; Pesos 89.975 por tonelada para las operaciones a realizarse en marzo; Pesos 90.300 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en abril; y en pesos 92.558 por tonelada para las operaciones en mayo venidero.

Asimismo, la Resolución “sustituyó transitoriamente”, para los meses de enero, febrero y marzo de 2021, la proporción obligatoria de biodiesel en su mezcla con el total del gasoil establecida en el 10 por ciento por las Resoluciónes 1283/2006 y 660/2015 de Energía.

Al respecto, la cartera a cargo de Darío Martínez pautó que la mezcla obligatoria será al 5 por ciento en enero; 6,7 % en febrero; al 8,4 por ciento en marzo, “retomando a partir del mes de abril de 2021 el 10% de mezcla obligatoria establecido por las normas precitadas”.

Energía explicó esta variación mensual en el porcentaje obligatorio para la mezcla biodiesel-diesel  “a los fines de morigerar el incremento del precio del gasoil en el surtidor”, y en base a facultades que en tal sentido le otorgan la Ley 26.093 y el Decreto 109/07 que facultan a la Autoridad de Aplicación “a reducir los porcentajes de mezcla obligatorios de los biocombustibles con combustibles fósiles, ante situaciones de escasez como las que se presentarían en caso de mantenerse el escenario actual para los elaboradores de biodiesel del sector”.

Además, la nueva resolución “instruyó a la Subsecretaría de Hidrocarburos a que lleve a cabo la asignación mensual de biodiesel en el período comprendido entre enero y mayo de 2021, reduciendo a prorrata las cantidades que correspondan a las empresas del sector”, suspendiendo así la vigencia de pautas establecidas en la Disposición 333/2019, que fijó pautas para la distribución de las cantidades de biodiesel a abastecer por parte de las empresas elaboradoras del sector.

La Resolución 1/2021 precisó que “el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los treinta (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”.

También en el primer día hábil del año Energía oficializó la Resolución 2/2021 que “suspende hasta el 31 de mayo el Procedimiento para la determinación del Precio de Adquisición del Bioetanol elaborado a base de caña de azúcar” para su mezcla con la nafta fósil, que fuera aprobado a través de la Disposición 81/2019 de la ex Subsecretaría de Hidrocarburos del ex Ministerio de Hacienda.

En este sentido Energía pautó los siguientes precios mensuales para este producto destinado a su mezcla obligatoria en una proporción del 12 %, en el marco de la Ley 26.093: Pesos 43,600 por litro para las operaciones a llevarse a cabo en enero de 2021; Pesos 47,800 por litro para las operaciones en febrero; Pesos 48,700 por litro para las operaciones a llevarse a cabo en marzo; Pesos 49,600 por litro para las operaciones en abril; y pesos 51,132 milésimas por litro para las operaciones a realizar en mayo venidero.

En los considerandos de la resolución 2/2021 se hace referencia a que “a través de la Resolución 4/2020 la Secretaría de Energía “fijó los precios de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz destinado a la mezcla en el mercado interno con las naftas de uso automotor, en el marco de la necesidad de actualizar fraccionadamente los mismos para evitar significativos aumentos en el precio de las naftas en el surtidor que agraven aún más la economía de la población en el contexto de la pandemia”. En esta nueva resolución no se hace mención a los precios del bioetanol elaborado a base de maíz.

Al igual que en el caso del biodiesel, Energía estableció que “el plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”.

El Centro Azucarero Argentino (CAA) comunicó que recibió “con alivio la medida de actualización del precio de bioetanol de caña de azúcar, que permite empezar a recomponer la economía de todas las empresas del sector sucroalcoholero comprometidas con la producción a escala de bioetanol para su destino como combustible”.

“Tras conversaciones con autoridades del CAA el pasado sábado 2 la Secretaría de Energía dispuso un sendero de recomposición del precio del bioetanol de caña de azúcar; que estuvo congelado desde diciembre de 2019 y había recibido sólo un aumento del 10% en octubre pasado. Esta medida permitirá a las empresas del sector mejorar la difícil situación económica que están transitando”, sostuvo la entidad empresaria.

El CAA dirigió una nota agradeciendo al Secretaría y a la Subsecretaria de Hidrocarburos “porque esta decisión refleja la voluntad política de recuperar a los biocombustibles del grave deterioro que tenían al momento de hacerse cargo de su cartera”. ”Esta recomposición es de fundamental importancia para la sostenibilidad económica de la actividad azucarera, principal motor productivo del Noroeste Argentino y con un empleo directo de 60.900 personas en campo e industria”, se indicó.

“Con este nuevo escenario, la industria sucroalcoholera dispone de un mejor panorama para llevar adelante las inversiones en el aprestamiento de las fábricas a la que está abocada para la zafra 2021, que comenzará en mayo próximo y en la que espera aprovechar toda su capacidad instalada para la producción de bioetanol”, señaló el CAA.

Por Santiago Magrone

La Subsecretaría de Hidrocarburos fue instruída por la Secretaría de Energía de la Nación, a través de la resolución 448/2020, para llevar a cabo “una evaluación técnica y legal, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte”, para la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral del país.

Ello, luego que la cartera a cargo de Darío Martínez derogó por la misma norma la resolución 437/2019 de la Ex Secretaría de Energía del ex ministerio de Hacienda del gobierno de Mauricio Macri que había activado una convocatoria a empresas interesadas en la construcción de un gasoducto troncal desde Vaca Muerta (Neuquén) hasta el sur de Santa Fe.

La resolución ahora derogada había dado cumplimiento a la instrucción emanada del Decreto 465/19, de avanzar en una licitación pública nacional e internacional para adjudicar una licencia para la prestación del servicio de transporte de gas natural que contemplase como obligación el diseño y la construcción de un gasoducto que conectara la Subzona Neuquén (en las proximidades de la Localidad de Tratayén de esa Provincia) con la Localidad de Salliqueló, en la Provincia de Buenos Aires, y con las Subzonas Gran Buenos Aires y Litoral, en las proximidades de la Ciudad bonaerense de San Nicolás de los Arroyos.

Cabe referir que mediante la R-437/19 se consideró necesario modificar el marco normativo del gas natural regido por la Ley 24.076, en tanto la nueva licencia a otorgarse -a diferencia de las otorgadas por los Decretos 2457 y 2458/1992, no implicaba la operación de activos preexistentes sino que introducía como obligación de la habilitación, el diseño y la construcción de un gasoducto e instalaciones conexas para la posterior prestación del servicio de transporte.

Esa licencia sería otorgada por un plazo de 35 años con posibilidad de extenderla por 10 años. Hubo gestiones oficiales para conseguir financiamiento en los Estados Unidos, y también interés en presentarse por parte de un consorcio argentino-mexicano, pero el  proceso de esa convocatoria se fue dilatando con sucesivas prórrogas de fechas para la presentación de ofertas.

El 28 de agosto de 2019, se prorrogó hasta el día 12 de noviembre, pero el 31 de octubre se prorrogó la fecha para abrir los sobres hasta el día 31 de marzo de 2020.

Esto se explica si se considera que en esos meses la situación económica y la financiera  -interna y externa- de la Administración Macri hacía agua, y que la derrota electoral en las PASO primero, y en la votación definitiva luego, aceleró su debilidad.    

Ya con el nuevo gobierno nacional, y a finales de marzo, la Subsecretaría de Hidrocarburos  prorrogó la fecha para la presentación de ofertas y apertura de sobres hasta el día 30 de diciembre de 2020.

Energía refirió en la nueva resolución ahora oficializada que “es de público conocimiento que la pandemia por el virus COVID-2019, que impactó mundialmente desde inicios del corriente año, alteró sustancialmente las condiciones imperantes en todos los sectores de la industria y la economía nacional, y produjo una caída en la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos en todas las cuencas productivas del país”.

“Dichos cambios, sumados a las restricciones de circulación motivo de las medidas de aislamiento social, preventivo y obligatorio dictadas en resguardo de la salud pública, generaron que ciertas obras dejaran de ser prioritarias y que se pusiera énfasis en la generación de mecanismos que permitieran asegurar el abastecimiento de gas natural para los próximos años”, puntualizó Energía.

En este orden, refirió que “con el Decreto 892 (de noviembre último), se declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario la promoción de la producción del gas natural argentino, y se implementó un programa de incentivo a la producción e inversión para asegurar su abastecimiento en el mediano plazo y la generación de saldos exportables de gas natural”.

En los considerandos de la Resolución 448/20 se detalló todo el procedimiento seguido para activar el Plan Gas Ar 2020-2024, la licitación para adjudicar un volumen de gas natural base total de 70.000.000 m3 por día para los 365 días de cada año calendario, y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales del cuatrienio.

La Secretaría señaló ahora que “en esta instancia resulta prudente llevar a cabo una nueva evaluación técnica, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte, para la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del AMBA y el Litoral, y para desplazar volúmenes de Gas Natural Licuado (GNL) importado”.

De hecho, en los últimos meses se han registrado reuniones entre autoridades del ENARGAS y representantes de las transportadoras TGN y TGS, a cargo de operar los sistemas troncales, para evaluar alternativas de incremento de la capacidad de transporte del gas.

Desde Energía, se analiza si tiene sentido tender un ducto que viabilice la exportación de gas local al sur del Brasil, a la vez que se encara la renegociación del contrato de suministro con gas de Bolivia a la Argentina.

Energía puntualizó que “resulta necesario evaluar el marco legal aplicable al futuro proyecto, teniendo en mira el interés del Estado Nacional y de los usuarios”.

La Secretaría de Energía aprobó la asignación de los volúmenes de gas natural adjudicados a mediados de diciembre por productor, distribuidoras y/o subdistribuidoras y cuenca de origen, en la licitación convocada en el marco del Plan Gas Ar.

Se trata de 67,42 millones de metros cúbicos diarios a suministrar durante todo el año, mas un volumen adicional de 3,60 millones de metros cúbicos día durante el período estacional de invierno, cuyos  precios en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte van desde U$ 2,400 a U$ 3,660 por millón de BTU, según detalla un anexo de la resolución de la Secretaría de Energía 447/2020 publicada en el Boletín Oficial por el ministerio de Economía.

El anexo referido detalla la nómina de las empresas productoras y de las cuencas de origen del gas (Neuquina, TDF, Chubut y Santa Cruz) en yacimientos convencionales y no convencionales.

El listado de empresas productoras se integra con YPF, Pan American Energy, Tecpetrol, Pampa Energía, Total Austral, Shell Argentina, Pluspetrol, Vista Oil, Wintershall, y CGC, entre las mas importantes.

La misma resolución, firmada por el Secretario Darío Martínez, establece (Artículo 3) que “a partir de la entrada en vigencia de los contratos de abastecimiento a celebrarse en el marco del “Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino 2020-2024” (Decreto 892/2020) las distribuidoras de gas  “no podrán realizar contratos de corto, mediano o largo plazo para la compra de gas natural en el PIST para abastecer a los usuarios del Servicio Otros Usuarios (Venta) Firme GNC u Otros Usuarios (Venta) Interrumpible GNC”.

Al respecto, se instruye a la empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA) para que, “en forma transitoria y durante el período comprendido entre el 1º de enero de 2021 y el 31 de marzo de 2021, contrate en forma directa a los usuarios del Servicio Otros Usuarios (Venta) Firme GNC u Otros Usuarios (Venta) Interrumpible GNC” que hasta ahora se abastecieron con gas natural adquirido por las distribuidoras, “por los volúmenes que los citados usuarios le pudieran requerir, a los precios de gas de los cuadros tarifarios actualmente vigentes en cada zona de distribución”.

El artículo 5° de la resolución instruye al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) para que dicte todos los actos administrativos que fueren necesarios a efectos de cumplir con lo establecido en cuanto a la provisión de los usuarios del servicio de compra-venta del GNC.

Además, la nueva resolución modifica y precisa una serie de aspectos técnicos y económicos que perfeccionan los contratos entre productoras y distribuidoras: “Precio de Venta”,  “Mora. Intereses” y “Ley Aplicable y Jurisdicción”.

Así, el Precio del gas objeto de la Oferta (el Precio) será en pesos por m3 y será, en cada momento, el Precio en Cuadros Tarifarios vigente conforme a la definición del Decreto Nº 892/20 a 9300 kcal.

La obligación de pago del Precio del Comprador será igual al monto de aquella porción del Precio Ofertado que el Estado Nacional decida incluir en los Cuadros Tarifarios, conforme a lo dispuesto en el 892/20.

Para todos los efectos de la Oferta se utilizará la equivalencia de un MMBTU igual a 27,10473 Metros Cúbicos Equivalentes”.

En cuanto a intereses por mora se estableció que “la falta de pago en término hará incurrir al Comprador en mora automática, sin necesidad de intimación judicial o extrajudicial previa. A partir de la mora se devengará un interés del 150 % de la tasa de pizarra promedio del Banco de la Nación Argentina para plazos fijos en Pesos a treinta  (30) días”.

La Oferta se regirá y será interpretada conforme a las leyes de la Argentina. A los efectos de  la resolución definitiva de todas las controversias que deriven de la Oferta, las partes podrán optar por recurrir a arbitraje de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires o de la Cámara de Comercio Internacional de acuerdo con sus respectivos reglamentos, o a los Tribunales Federales con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

A efectos de garantizar el cumplimiento de las obligaciones de pago de los contratos, las Distribuidoras y las Subdistribuidoras de gas natural por redes deberán depositar en una cuenta bancaria las sumas que perciban mensualmente correspondientes al concepto de gas del Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Dichos fondos serán afectados exclusivamente al pago del gas natural adquirido en el marco de los contratos emergentes del Decreto 892/20, y no podrán ser utilizados para erogaciones de otra índole.

Las Distribuidoras y las Subdistribuidoras deberán mantener informada en todo momento a la Subsecretaría de Hidrocarburos acerca de los datos y movimientos de la mencionada cuenta.

Asimismo, la resolución 447 convoca al Ministerio de Desarrollo Productivo, al de Ciencia, Tecnología e Innovación, a las provincias que adhieran al “Plan Gas Ar y a las organizaciones de trabajadores y trabajadoras y de carácter empresarial del sector, a formar parte de la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” creada por la Resolución 317/20 de la Secretaría de Energía. quienes deberán designar una o un representante titular y una o un alterno.

La Mesa de Trabajo deberá elaborar un informe trimestral de seguimiento, en el que se incluirán propuestas relativas a las sanciones a aplicar y a las medidas correctivas a exigir tendientes a revertir los eventuales incumplimientos por parte de las empresas beneficiarias del Plan Gas Ar.  El informe deberá indicar de manera detallada cada caso de incumplimiento con su respectiva especificación de objeto, monto, contratista involucrado y empresas locales, regionales o nacionales afectadas.

La referida Mesa de Trabajo será presidida por un representante y secundada por un coordinador, en ambos casos designados por Energía, y su funcionamiento no se regirá por el principio de unanimidad, por lo que podrá emitir más de una opinión por cada informe en cuestión.

Las sanciones establecidas en el Decreto 892/20 serán verificadas por la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” y graduadas en función de la gravedad y el monto de las compras y/o contrataciones vinculadas con el eventual incumplimiento, su reiteración y la falta de reparación en los plazos que estipule la Autoridad de Aplicación.

La reiteración de incumplimientos y sanciones será causal de la exclusión de la Empresa Productora del “Plan Gas Ar”. La “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” llevará a cabo reuniones con una periodicidad mínima de una vez por mes, y serán convocadas a instancias de Energía.

La Resolución 447/20 prorrogó por un plazo adicional de 30 días corridos contados a partir de su vencimiento original, el plazo para la presentación por parte de las adjudicatarias del “Plan Gas Ar 2020-2024”, del Plan de Desarrollo de Proveedores que establece el Pliego de Bases y Condiciones aprobado por la Resolución 317/20 de la Secretaría de Energía.

En el marco del proceso de optimización y ordenamiento iniciado en 2020,
la compañía YPF anunció cambios en su equipo gerencial “con el objeto de
cumplir con su presupuesto y alineamiento estratégico, con soporte en la
innovación y la tecnología”.

Fernando Giliberti, quien se venía desempeñando como Vicepresidente de
Supply Chain (Cadena de Suministro) , tomará a su cargo la Vicepresidencia de Proyectos Especiales reportando a la Vicepresidencia de Servicios.

Su principal misión es la puesta en valor y optimización de activos y operaciones de la compañía, se indicó.

Asimismo, Walter Actis asumirá responsabilidad como Gerente de Supply Chain, reportando a la Vicepresidencia de Servicios “con el desafío de mantener y profundizar las optimizaciones logradas durante el 2020, afianzar el modelo operativo de Supply Chain y focalizarse en el desarrollo sustentable de proveedores”. En ese marco se crea la Gerencia de Desarrollo Sustentable de Proveedores.

A su vez Diego Pando asumirá la Gerencia General de AESA, “con el
objetivo de alinear a esta compañía a las metas estratégicas de YPF”, refirió la empresa.

Fuentes de la compañía de mayoría accionaria estatal precisaron que este cambio en la organización refleja la decisión política del Management de YPF de promover el desarrollo sustentable de proveedores locales y fortalecer las economías regionales.

Se crea una Gerencia de desarrollo sustentable de proveedores en línea con las decisiones que viene tomando la actual gestión de fortalecer el vínculo y la presencia en las provincias donde opera la compañía.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad formuló cargos contra la concesionaria de distribución de electricidad Edesur argumentando que “se han verificado incumplimientos a las obligaciones contractuales en materia de seguridad pública por parte de la empresa, mediante una inspección “in situ” con motivo del evento del 22 de diciembre que afectó el suministro eléctrico a 317.000 usuarios y usuarias de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y representó el 28 % del total de la demanda de la empresa”.

Mediante la Resolución ENRE 91/2020, el Ente Regulador estimó “necesario y conveniente” disponer la realización de una Auditoría Técnica para determinar las causas que motivaron las interrupciones de suministro en esa jornada y verificar el cumplimiento de las obligaciones y compromisos contractualmente asumidos por la empresa”.

Un comunicado del Organismo regulador añadió que “a partir de dicha auditoría que realizará el Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias del ENRE, el Ente podrá proponer las medidas pertinentes para prevenir fallas de este tipo o similares y determinar acciones para minimizar los tiempos de reposición del suministro de energía eléctrica”.

El martes 22 de diciembre se produjo un incendio en el espacio de servidumbre debajo del tendido de Alta Tensión 61 y 62 “Ezeiza-Perito Moreno”, instalaciones propiedad de Edesur, que ocasionó la salida de servicio de la Sub Estación 048 Perito Moreno, ubicada en el barrio porteño de Parque Avellaneda, a las 15:32 hs”, describió el Ente.

Y añadió que “según pudo determinar personal de la Guardia de Acción Primaria (GAP) del ENRE, que realizó la inspección “in situ”, el cañaveral y pastizal donde se originó el incendio se encontraba sin mantenimiento de poda, raleo y desmalezamiento, lo cual configura una situación anómala que  “resulta peligrosa a la seguridad pública por posibles descargas”, según explica el informe elaborado por la División de Inspección Técnica (DIT) del Ente.

El evento involucró la desconexión de las líneas de 220 kV (L62 y L61) que unen las Sub Estaciones (SSEE) Perito Moreno y Ezeiza, la apertura del interruptor de 220 kV del Transformador N°2  220/132 kV de la SSEE Transradio (del área de concesión de Edesur), de la SSEE Matanza (Edenor) y el desenganche simultáneo de la unidad COSTTG09 de la Central Costanera con 230 MW, afectando a las SSEE Perito Moreno, Liniers, Caballito, Alberdi, Luro, Autódromo, Falcón, Lugano, Pompeya, Constitución y Parque Patricios.

En función del informe técnico, la interventora del ENRE, Soledad Manin, determinó que corresponde iniciar un sumario administrativo y formular cargos a Edesur por incumplimiento de sus obligaciones en materia de seguridad, a fin de determinar su responsabilidad ante posibles sanciones.

“En este sentido, mediante la Resolución del Departamento de Seguridad Pública del ENRE N° 99/2020 se intimó a la empresa a presentar los registros de mantenimiento de la franja de servidumbre e informes de inspección; realizar y acreditar las mediciones de altura de conductores y de su distancia a la vegetación; y acompañar la documentación con el Informe de Bomberos para la determinación de las causas del incendio”, puntualizó el Organismo.

Acerca de este incidente,  que implicó un corte masivo por casi cuatro horas,  ése día la empresa calculó en una cifra similar a la citada ahora por el ENRE la cantidad de clientes afectados, e informó como causa del incidente “un incendio en pastizales debajo de la línea de Alta Tensión ( 220 Kv) en cercanías de la Subestación Perito Moreno (Autódromo,  junto al puesto de interconexión)”, señalando que “ no descartamos que haya sido un atentado”.

“Actuaron las protecciones de las líneas y por eso salieron de servicio”, explicaron voceros de la compañía,  remarcando que se trató de una causa “ajena a la empresa” en cuanto a su origen.

En este punto no hay coincidencia con el Ente Regulador y de allí la auditoría técnica.

Entre los barrios afectados por el corte masivo estuvieron  Pompeya, Constitución, Parque Patricios,  Parque Chacabuco, Villa Lugano, Flores, Floresta y Villa Luro .

Maniobras técnicas a cargo del personal de la compañía posibilitaron la restitución progresiva del suministro en una secuencia que fue desde las 16 hasta pasadas las 19.30.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad detalló aspectos del “Acuerdo para el Desarrollo del Plan de Trabajo Preventivo y Correctivo de la Red de
Distribución Eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires” suscrito sobre el final del año por el Secretario de Energía, Darío Martínez, la interventora del ENRE, Soledad Manin, y los presidentes de las empresas concesionarias del servicio de distribución de electricidad en el AMBA, Ricardo Torres, de EDENOR y Juan Carlos Blanco, de EDESUR.

El acuerdo condiciona a las distribuidoras a invertir el monto de la deuda cancelada por consumos de medidores comunitarios, para mejorar la calidad del servicio eléctrico en 32 municipios de la Provincia de Buenos Aires y 12 comunas de la Ciudad de Buenos Aires.

Mediante el acuerdo suscrito, se dispone una inversión inicial de 4.106 millones de pesos, como contrapartida de saldos impagos adeudados sobre los consumos eléctricos de los medidores comunitarios en barrios populares.

El acto contó con la presencia del subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni.

El Plan de Inversión y Obras fue impulsado por el ENRE y la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, con el objetivo de “mejorar la calidad del servicio y comenzar a revertir la deficiente infraestructura de distribución de energía eléctrica en el AMBA, producto de años de inversión insuficiente”, señaló en Ente.

Las obras beneficiarán a 1.500.000 usuarios y usuarias en 32 municipios de la Provincia de Buenos Aires y 12 comunas de la Ciudad de Buenos Aires, mediante la expansión y renovación de más de 900 kilómetros de red en Media y Baja Tensión, la instalación de más de 400 nuevos centros
de transformación, de 6 nuevas subestaciones y 187 nuevos equipos de telemando, así como por la normalización de más de 23.000 conexiones.

“Poner en marcha estas obras, pensadas para corregir y prevenir deficiencias en el suministro de energía eléctrica en el AMBA, es la concreción de una política activa de un Estado que constantemente busca soluciones para los usuarios y usuarias del servicio público de electricidad que se pone a la vanguardia en la defensa de sus derechos”, explicó la
interventora del ENRE.

El Plan considera la necesidad de normalización en las conexiones eléctricas de los barrios populares y otras zonas donde la continuidad de este servicio público, que resulta esencial para la vida, la salud y el trabajo de los argentinos, presenta dificultades.

La incidencia territorial del cronograma de inversiones es resultado de las demandas manifestadas por los Municipios en las Mesas Técnicas de Trabajo articuladas e implementadas por el ENRE.

En el sur del Gran Buenos Aires, mejorará la disponibilidad del suministro eléctrico para el 71,90 % de las personas usuarias.

El ENRE realizará el seguimiento, verificación, control y fiscalización técnica de las obras a ejecutar por las concesionarias e informará periódicamente de los avances al Ministerio de Economía de la Nación, se indicó.

Pampa Energía firmó un contrato de venta de la totalidad de las acciones Clase A de la distribuidora de electricidad Edenor que tiene en posesión, representativas del 51% del capital social de dicha compañía, con Daniel Vila, Mauricio Filiberti, José Luis Manzano y un grupo de fondos de inversión y compañías representados por estos últimos.

El cierre de la transacción, se indicó, se encuentra sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones precedentes usuales para este tipo de transacciones, incluyendo entre otras, la aprobación por parte de la asamblea de accionistas de Pampa, y del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). 

Al comunicar la operación, la empresa del grupo que encabeza Marcelo Mindlin destacó que “esta venta forma parte del ambicioso plan de Pampa Energía de enfocar sus inversiones en la generación de energía y exploración y producción de gas, con especial foco en el desarrollo y la explotación de sus reservas de gas no convencional (shale y tight gas)”.

“El precio de compra acordado consiste en un pago de U$ 100.000.000 compuesto de la siguiente manera: (i) 21.876.856 Acciones Clase B de Edenor (el “Precio en Especie”) por un valor de U$ 5.000.000; (ii) U$ 95.000.000 (el “Precio en Efectivo”), a pagarse U$ 5.000.000 a la firma de la transacción, U$ 50.000.000 al cierre y U$ 40.000.000 financiados a un plazo de un año”.

La historia de Pampa en Edenor se remonta al año 2005, cuando se adquirió el paquete accionario a Électricité de France (EDF), una multinacional francesa. Edenor estaba en situación de default con sus obligaciones financieras desde 2002, tenía deudas que superaban los U$ 550 millones, y EDF demandaba en el CIADI al Estado argentino más de U$ 900 millones.

En manos de empresarios nacionales, se eliminó la amenaza que representaba para la Argentina el millonario juicio contra el Estado y se renegoció la deuda para preservar la supervivencia de la concesión en atención a los compromisos de inversiones asumidos y mejorar la calidad del servicio.

Hoy, luego de un intenso trabajo de 15 años, Edenor tiene U$ 93 millones de deuda financiera y el juicio en el CIADI contra el Estado argentino fue eliminado definitivamente, detalló la Compañía.

Asimismo, se puntualizó que “en estos 15 años, Edenor nunca repartió dividendos a sus accionistas, por lo que Pampa Energía nunca retiró ganancias de la compañía, reinvirtiendo absolutamente todos los ingresos en mejoras a la red”.

El 26 de abril de 2007, Edenor se convirtió en la primera compañía argentina de servicios públicos en cotizar sus acciones en la bolsa de Nueva York, hito que significó un aumento de capital de casi U$ 70 millones, que ingresaron al país y que fueron destinados a inversión. 

“En estos 15 años se invirtieron más de U$ 2.400 millones en la ampliación de la capacidad de distribución, la modernización técnica de las instalaciones y la transformación digital de procesos, que resultaron en mejoras sustanciales en la calidad del servicio: en los últimos años se vino registrando un crecimiento sostenido en la satisfacción de sus más de 9 millones de usuarios y en 2020, a pesar de las dificultades, se incrementó a 82,1% de aprobación”, se explicó.

Al comunicar la operación de venta también se destacó que “en estos últimos años Edenor redujo la duración de los cortes en el suministro eléctrico en el 60%, y a pesar del contexto desfavorable y el aislamiento social de este año (a consecuencia de la pandemia del Covid-19), la compañía invirtió más de $ 10.000 millones en 380 obras activas dentro del área de concesión”.

“Además, se realizaron 5.000 intervenciones diarias sobre la red eléctrica, lo que derivó en la incorporación de tecnología y personal, dando trabajo a casi 5.000 colaboradores más otros 6.000 contratistas”, se detalló.

Todo esto, agregó el comunicado de la distribuidora que opera en el área norte de la CABA y del Conurbano bonaerense, “se logró en un contexto desafiante, ya que desde 2005 Edenor incrementó 30% la cantidad de clientes y la potencia máxima demandada creció 58%, por lo que se sumaron más de 7 mil kilómetros de líneas a la red, aproximadamente 600 alimentadores, y la potencia instalada se incrementó en un 61%”.

 “Estos logros fueron posible gracias al excelente nivel del plantel profesional, directivos y trabajadores a quienes les agradecemos su compromiso inclaudicable aun en momentos muy difíciles”, destacó la empresa.

Plan estratégico de inversiones de Pampa

Pampa es el mayor generador privado de energía, la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina.

En la reciente licitación realizada por el gobierno nacional en el marco del Plan Gas Ar, la compañía resultó adjudicataria, a partir del 1 de enero de 2021, de un volumen base de 4,9 millones de m3/día de gas natural a un precio medio anual de U$ 3,60 por millón de BTU y un volumen adicional en el periodo invernal de 1 millón de m3/día a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU, por los próximos cuatro años.

Con un incremento de más del 20%, Pampa es la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida entre inyección base y período invernal, y figura quinta a nivel nacional y tercera en la Cuenca Neuquina en cuanto a volúmenes ofertados. Además, es uno de los tres únicos productores que ofreció un volumen adicional durante el período invernal.

Para alcanzar esta mayor producción, que permitirá al país ahorrar reservas y abastecer al mercado durante los picos de consumo, Pampa invertirá U$ 250 millones durante los próximos 4 años que dura el Plan, y en particular más de U$ 100 millones aproximadamente se concentrarán en 2021.

A su vez, en forma adicional a los U$ 350 millones invertidos en la ampliacion de la Central Termoeléctrica Genelba en junio 2020, Pampa invertirá U$ 200 millones en el cierre de Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, destacó Pampa.

La Hidroeléctrica Yacyretá puso en funcionamiento las turbinas
U1 y U3 que fueron rehabilitadas, luego de 26 años de servicio, en el marco de un programa de reacondicionamiento de todo el parque de turbinas que integran la Central (20) para la extensión de su vida útil y mejora de la producción de energía.

El proceso de rehabilitación de estas dos turbinas demandó quince meses de trabajos y participaron más de 150 especialistas del Departamento Técnico de la EBY, en coordinación con la supervisión de obra FIUNaM y el Consorcio Internacional CAPY (IMPSA-CIE).

Del acto de puesta en funcionamiento participaron el Director Ejecutivo por Argentina, Ignacio Barrios Arrechea, su par Nicanor Duarte Frutos y el Presidente de Paraguay, Mario Abdo Benítez.

Al finalizar la puesta en marcha de las turbinas, las autoridades se trasladaron hasta el Brazo Aña Cuá donde se emplazará una central con tres turbinas adicionales que permitirán incrementar la producción de Yacyretá.

Los funcionarios presenciaron la primera explosión controlada en roca maciza realizada en la zona de obras para la Maquinización del Aña Cuá.

Los trabajos que se están llevando adelante son: construcción de obras temporarias (ataguías, caminos, líneas eléctricas de obra, campamento, obradores, comedores, plantas elaboradoras de hormigón, planta de trituración, polvorín), además de la excavación de suelo en la zona de casa de máquinas, canal de aducción, canal de restitución y bombeo para
control de agua.

Acerca de la puesta en Funcionamiento de las turbinas U1 y U3 Barrios Arrechea señaló que “estos procesos han permitido y nos van a permitir un gran ahorro en tiempo para la rehabilitación de las próximas turbinas. Esto significará más producción, más energía y más vida útil”.

En cuanto a la ejecución de la maquinización del Brazo Aña Cuá indicó que “se está llevando adelante con recursos propios y basados en la generación actual de energía”. “La nueva Central producirá un 20% extra de energía para Yacyretá”.

Nicanor Duarte Frutos, destacó que “estamos logrando los acuerdos y
resoluciones que servirán para el desarrollo y la prosperidad de nuestros pueblos” y destacó el trabajo de las universidades Nacionales de Misiones y de Itapúa, Paraguay, en la recuperación de las unidades generadoras.

Barrios Arrechea recorrió la Central Hidroeléctrica y refirió que las turbinas que se pusieron en marcha se encuentran dentro del Programa
Estratégico para la recuperación del parque generador.

“El recambio realizado representa una extensión de la vida útil de las mismas de entre 30 y 40 años permitiendo a su vez y gracias a un nuevo diseño de ciertos componentes, mejorar la generación de energía, previendo encarar en el curso de 2021 la rehabilitación de nuevas turbinas”.

En el contexto de la Pandemia, la demanda de energía eléctrica registró en noviembre una baja promedio país de 4,2 % en comparación con el mismo mes del año pasado, y tuvo un leve aumento de 0,8 por ciento respecto de octubre último, según datos de la fundación Fundelec.

El consumo de electricidad en la CABA y en el Conurbano bonaerense mostró un importante descenso, tanto en el área a cargo de EDESUR (-8,2%) como en la operada por EDENOR (-4,3%), tendencia que también se evidenció en el resto del país, donde se presentó una caída general de 4%, según datos provisorios de CAMMESA referidos en el informe de la Fundación.

El informe destacó la ocurrencia de una importante caída en el consumo industrial y comercial que no se logró compensar con el ascenso en el consumo hogareño, tal como sí pasó en octubre.  Así, noviembre representó la cuarta caída consecutiva del año, luego del descenso de agosto (-6,7%), septiembre (-1,7%) y octubre (-3,5%). Entre enero y noviembre de 2020 el consumo eléctrico acumula una baja de -1,7%.

En noviembre de 2020 la demanda neta total del MEM fue de 10.090,9 GWh  mientras que en el mismo mes de 2019 había sido de 10.372,4 GWh . Por lo tanto, la comparación interanual pone en  evidencia un descenso de  4,2%.  Esta caída interanual se da luego de leves ascensos en junio y en julio, pero también de una fuerte caída en agosto, septiembre y octubre de 2020.

Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 0,8% respecto de octubre de 2020, cuando había tenido una demanda de 10.007,5 GWh.

Aunque existe un aumento de la demanda residencial, aún impactó en noviembre la coyuntura de distanciamiento social por la pandemia del Covid-19 y la menor actividad comercial e industrial. Esto se demuestra en la reducción del consumo en esos sectores de la actividad económica. Según los datos de CAMMESA se puede discriminar que del consumo total de este mes, el 44% (4.439 GWh) pertenece a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 27%  (2.754,4 GWh) y el industrial 29% (2.897,5 GWh).

También, en la comparación interanual, la demanda residencial ascendió 1,4%, la comercial cayó 11,3%, mientras que la industrial bajó 5,8% .

 Asimismo, en torno al consumo de potencia, se puede destacar que la máxima demanda de potencia de este mes quedó cerca  4.000 MW por debajo del record histórico y a poco más de la mitad de la potencia instalada que informa  CAMMESA:  22.289 MW es el máximo consumo de potencia de octubre, contra el record de 26.320 MW de febrero de 2018, y 41.991 MW de potencia instalada.

La demanda de electricidad registra en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2020) 6 meses de baja (abril de 2020, -11,5%;  mayo, -7,6%; agosto -6,4%; septiembre  -1,7%; octubre  – 3,5%; y noviembre de 2020, -4,2%)  y 6 meses de suba (diciembre de 2019, 3,3%; enero de 2020, 2,3%; febrero , 1,3%; marzo , 9,3%; junio  0,9%; y julio de 2020, 1,2%).  Hasta el momento, los once meses del 2020 presentan una caída del  -1,7%.  En cambio, el año móvil (diciembre de 2019 a noviembre de 2020) presenta un descenso de -1,1%.

En cuanto al consumo por provincia, en noviembre fueron  21 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos:  Chubut (-22%),  Formosa (-13%),  Corrientes (-10%),  Santa Cruz y Chaco (-8%),  San Juan (-7%),  La Pampa (-6%),  Santiago del Estero (-4%),  Mendoza, Neuquén y  EDELAP (-3%),  Córdoba, La Rioja, Salta y San Luis (-2%),  Jujuy , Misiones, Santa Fe y Tucumán (-1%), entre otros.

En tanto, 5 provincias presentaron ascensos en sus consumos de energía eléctrica:  Catamarca y EDES (4%),  EDEN (3%),  EDEA y Entre Ríos (1%), mientras que Río Negro mantuvo su consumo con respecto el año pasado.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30% del consumo total del país y totalizaron un descenso conjunto de 6,1%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 4,3%, mientras que en EDESUR  la demanda descendió 8,2%.  En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 4%.

La temperatura media de noviembre fue de 21.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.7 °C, y la histórica del mes es de 20.3 °C.

GENERACIÓN

Acompañando el comportamiento de la demanda, la generación local presentó un crecimiento siendo  de 11.690 GWh para noviembre último contra 10.641 GWh registrados en noviembre de 2019. Además, la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja y presentó una caída. Se importaron 24 GWh para noviembre de 2020, prácticamente de origen renovable y de excedentes hidráulicos, concentrada en días de alta exigencia.

En este sentido, la generación térmica y la hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, destacándose además el crecimiento en la participación de las energías renovables, superior a la energía nuclear.

La generación hidráulica bajó considerablemente y se ubicó en el orden 1.980 GWh en noviembre de 2020 contra 2.875 GWh en el mismo periodo del año anterior.  Así, en noviembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 66,29% de los requerimientos.  Las centrales hidroeléctricas aportaron al 16,90% de la demanda, las nucleares proveyeron al 5,79%, y las generadoras de fuentes alternativas al 10,82% del total. La importación representó el  0,20% del suministro total.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 17-12)

 Según informa CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 17 de diciembre, es de  14,8% comparada con el mismo período de 2019. Aunque en la industria en total, para el mismo período, la caída sólo es de 0,8%, desde marzo hasta junio de 2020 existió una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse.

 Si comparamos las primeras tres semanas de diciembre de 2020 (ya sin aislamiento en la mayoría de las regiones del país) para días similares en cuanto a temperatura (para este caso 23°C, valor esperado para el periodo) y tipo de día (hábil), con respecto a los mismos días de diciembre 2019, en valores medios se observa una suba de la demanda total alrededor de 1,1%.

 A diferencia del mes de anterior, noviembre de 2020 sólo fue alcanzado por el aislamiento en los primeros ocho días (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) dispuesta desde el viernes 20/03/2020, algo que, sin embargo, aún está impactando principalmente en la baja de la Gran Demanda.

Al observar la demanda GUMAs  (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando en noviembre alrededor del  98% de su demanda previa.

El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. Se destaca el repunte de consumo de electricidad en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, aunque no compensan las pérdidas de meses anteriores.

Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a la extracción de petróleo, productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.  No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al 3,4%. Uno de los sectores que más se recuperó en el último mes es el de Madera y Papel con 11,9% y Petróleo y Minerales con una suba de 5,3%.

En relación a la semana previa a la cuarentena para días hábiles, se observa un mayor recupero de la demanda desde los últimos días de octubre, desde la aplicación del Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO).  Si miramos la segunda semana de diciembre, la Gran Demanda pasa de una caída de algo más del 37% a un nivel de alrededor de 3%, es decir, casi alcanzado la misma demanda previa a la cuarentena (sin ALUAR), puntualizó el informe.

Una cantidad calculada en 300 mil clientes de la distribuidora Edesur resultaron afectados (22/12) por un corte en el suministro de electricidad en la zona centro-sur de la Ciudad de Buenos Aires,  y la normalización casi total del servicio demandó casi cuatro horas.

La empresa informó como causa del incidente “un incendio en pastizales debajo de la línea de Alta Tensión ( 220 Kv) en cercanías de la Subestación Perito Moreno (Autódromo,  junto al puesto de interconexión) y  no descartamos que haya sido un atentado”.

“Actuaron las protecciones de las líneas y por eso salieron de servicio”, explicaron voceros de la compañía,  remarcando que se trató de una causa “ajena a la empresa” en cuanto a su origen.

Los barrios afectados por el corte masivo fueron Pompeya, Constitución, Villa Lugano, Flores, Floresta, y Villa Luro .

Maniobras técnicas a cargo del personal de la compañía posibilitaron la restitución progresiva del suministro en una secuencia que fue desde las 16 hasta las 19.30, cuando la página del ENRE dio que aún restaban conectar 2.200 clientes, según datos de la distribuidora.

La subasta convocada a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para la provisión interrumpible de gas natural durante el mes de enero 2021 a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) arrojó como resultados trece ofertas que totalizaron 14.400.000 metros cúbicos diarios a un precio promedio  país de 2,1460 dólares el millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de U$ 2,6311 el MBTU puesto en el ingreso al Gran Buenos Aires (GBA).

Las ofertas llegaron de productoras y comercializadoras de gas de las cuencas Neuquina  (seis ofertas por un total de 5.000.000 M3/día), Tierra del Fuego (cuatro ofertas por 5.900.000M3/día), Santa Cruz  (una oferta por 2.500.000 M3/día), y Chubut ( dos ofertas por  1.000.000 M3/día). No hubo oferta desde la Noroeste.

En cuanto a los precios por cuenca,  fueron de 2,2982 (PIST) y de 2,6367 (PGBA) para el gas neuquino; de 2,2000 (PIST) y 2,6137 (PGBA) para el gas de Chubut; de 2,0700 (PIST) y 2,6259 (PGBA) para el proveniente de Santa Cruz; y de  2,0400 (PIST) y 2,6316 (PGBA) para el gas de Tierra del Fuego.

Los precios resultantes de esta última subasta resultaron inferiores a los anotados para la provisión de diciembre, cuando se habían registrado 62 ofertas por 58 MM3/día a un promedio de U$ 2,32 el MBTU para el PIST y  U$ 2,82 MBTU puesto en  el GBA.

En el marco de la reunión de Gabinete Nacional que encabezó el presidente Alberto Fernandez en la ciudad de Río Grande, el secretario de Energía, Darío Martínez, firmó con el gobierno de Tierra del Fuego un acuerdo por el cual esa provincia será incorporada al fideicomiso del Gas Subsidiado GLP, y como agente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

De esta manera, si bien por razones de índole técnica la vinculación física aún no se ha producido, el sistema eléctrico fueguino va a contar con el mismo marco normativo que hoy en día tienen los generadores y distribuidores del resto del país a través del establecimiento de un precio estacional, la provisión de combustible y la remuneración a los generadores. 

Unas  60 compañías ya confirmaron su lugar en la AOG 2021, la Exposición Internacional del Petróleo y el Gas más importante que tiene la Argentina, que se realizará del 22 al 25 de noviembre próximos.  El evento reunirá durante cuatro días a los protagonistas de la industria de los hidrocarburos.

Como en cada edición, allí se analiza la realidad del sector, el futuro y oportunidades del  mercado, se generan nuevos contactos y se muestran las novedades de la industria. Además, es un irreemplazable lugar de encuentro entre colegas.

Para la edición 2021 ya hay importantes operadoras confirmadas y estamos muy satisfechos porque la presencia de las empresas en este lanzamiento comercial inicial significa un reconocimiento a la importancia de este tipo de encuentros, para impulsar los negocios y volver a relacionarse con sus clientes”, afirmó Martín Kaindl, Director de Relaciones Institucionales del IAPG.

Cuando falta menos de un año para la realización de la Argentina  Oil&Gas Expo 2021; y tras evaluar minuciosamente las variables y desafíos que imponen los cuidados ante la pandemia,el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) realizó el sorteo de adjudicación de espacios, en el que ya recibió el apoyo de las empresas del sector.  El sorteo de adjudicación de espacios se realizó  el 10 de diciembre de forma virtual.

Al respecto,  Ezequiel  Gorbarán, Gerente de Proyecto de la AOG, comentó que “al redefinir el calendario de las AOG hemos priorizado las necesidades del mercado y la industria: analizamos si será rentable para los expositores, si los visitantes van a poder venir y si se van a poder hacer negocios. A la larga, es lo que las empresas agradecen y reconocen con su fidelidad: entienden que trabajamos codo a codo con ellos y para ellos”.

Organizada por el IAPG y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, la muestra ofrecerá a los visitantes productos, servicios y un ámbito para la discusión y actualización técnica y académica.

Los visitantes podrán encontrar tecnologías relacionadas con la exploración, la producción; distribución; transporte; refinación, elaboración y comercialización; además de compañías de servicios especiales y proveedores de materiales y equipos, entre otros.

Dentro de las novedades, la AOG 2021 también contará con diversas propuestas digitales y on-demand, para que nadie se pierda la expo.

La 12a edición del evento se llevará a cabo del 22 al 25 de noviembre de 2021 en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires.  Para reservar un stand, contactar al Comité Organizador vía email aog@argentina.messefrankfurt.com o al teléfono +54 11 4514 1400. Para más información sobre la exposición: www.aogexpo.com.ar

El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE), que preside el ex secretario de Energía del radicalismo Jorge Lapeña, cuestionó una serie aspectos relacionados el diseño, la implementación y los resultados alcanzados por el gobierno nacional con la licitación realizada para el abasto de gas natural local por los próximos cuatro años.

A continuación E&N publica el texto elaborado y difundido por la entidad:

“El 15 de diciembre de 2020 el gobierno nacional públicó el resultado de la licitación para el abastecimiento de gas natural con destino a usuarios abastecidos por distribuidoras y a usinas en el marco del nuevo Plan de estímulo a la producción de gas – esquema 2020- 2024-” conocido como Plan Gas 4.

En ocasión del anuncio de la licitación el IAE Mosconi emitió, el 9 de octubre 2020 el comunicado donde advierte que “La inclusión del Nuevo Plan Gas 4 en el presupuesto 2021 requiere aclaración por parte del gobierno nacional”, en el cual se puso énfasis en la indeterminación del costo fiscal de la medida y se realizaron una serie de recomendaciones que, lamentablemente a la luz de los resultados, no han sido consideradas.

Los resultados

En relación con los resultados de la licitación, el volumen a ser asignado era de 70 millones de m3 de gas diario hasta el año 2024 a un precio PIST[1] de referencia de USD 3.70 por millón de BTU.

Se recibieron ofertas que cubrieron el 97% del volumen a licitar por 67.82 MMm3/día, lo que aseguró que todas las ofertas recibidas fueran aceptadas. El 27% del volumen ofertado tiene origen en la cuenca Austral (18.53 MMm3/día), mientras el 73% restante (49.29 MMm3/día) llegará desde la cuenca Neuquina.

Las ofertas de seis empresas explican el 89% del volumen ofertado, cuyos precios oscilaron entre los USD/MMBTU 3.5 y 3.66. YPF fue la empresa que mas volumen aportó: 31% del total a USD 3.66, el mayor precio de la compulsa.

Con esta configuración de volúmenes y precios, el precio promedio ponderado total de la licitación fue de USD/MMBTU 3.54 explicado por un precio de USD 3.44 de la cuenca Austral y de USD3.57 de la cuenca neuquina.

Por lo tanto, el resultado de la licitación representa un aumento del 30% del precio del gas en dólares para los usuarios residenciales/comerciales abastecidos por las distribuidoras de gas natural y un aumento del 60% del precio del gas con destino a usinas respecto a los precios que se pagan actualmente.

En síntesis, durante 2021 se subsidiará casi el 70% de la producción local de gas natural, sin discriminación alguna entre producción convencional o no convencional.

Nuestros Comentarios:

En relación con el precio del gas son varias las consideraciones a realizar:

• Llama la atención que de la compulsa de precios no participaron los actores que conforman la demanda a ser abastecida: Distribuidoras y Usinas – en este caso representadas por la empresa CAMMESA – y se evitó el ámbito del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), donde hasta el momento se han realizado las subastas en un marco de transparencia de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.
• La escasa dispersión de precios de las ofertas y la falta de participación de la demanda abren dudas sobre los márgenes de competencia de la compulsa realizada, que como consecuencia fija el precio del gas en los próximo 4 (cuatro) años. Por lo tanto, proponemos se solicite a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia que analice el diseño, resultados y condiciones de competencia de la licitación realizada.
• El PG4 se trata del quinto plan de promoción a la producción de gas en los últimos ocho años y repite el mismo error de sus antecesores: fija precio de referencia sin “gestión de costos”. Es decir, no existe análisis técnico, por lo menos de carácter público, que respalde la decisión de fijar precios mínimos o sostén, que en este caso fue de USD/MMBTU 3.70, pero que en versiones anteriores alcanzo los USD 7.5 por unidad térmica.
• En línea con lo anterior el diseño e implementación de este plan nunca fue objeto de una consulta pública abierta, ni fueron presentados los documentos técnicos que respaldaran las estimaciones de beneficios esperados de este plan.
• La falta de una política tarifaria hace que el efecto total del aumento del precio del gas natural en la tarifa final de los usuarios de energía eléctrica y gas natural sea incierto. Mas aún si consideramos que los aumentos previstos para marzo/abril de 2021, impactarían en tarifas en medio del calendario electoral.
• La contracara de lo anterior es el incierto costo fiscal de esta medida para 2021-2024. En este punto la información que surge de fuentes oficiales es disímil y contradictoria. Si vemos la asignación en el Presupuesto Nacional, este Plan recibe poco más de USD 200 millones. Sin embargo, Presidencia de la Nación informó un costo fiscal de USD 1.491, mientras en las ultimas semanas las cifras informadas por funcionarios del área energética oscilan entre los USD 600 y los USD 800 millones por año.
• A diferencia de sus antecesores, el PG4 no intenta incrementar la producción local y no logró obtener ofertas adicionales para abastecer el próximo invierno 2021, por lo tanto, no se alcanzó uno de los objetivos promocionados como beneficios de esta medida: el ahorro de importaciones y de las divisas asociadas a estas operaciones. ¿Cómo se abastecerá la demanda prioritaria el próximo invierno?, ¿Cuál será el costo? ¿Cómo quedan los beneficios de este plan en vistas a los resultados obtenidos? son preguntas que todavía no encuentran respuesta.
• En vistas a los resultados obtenidos, el PG4 presenta a YPF como la gran beneficiada (empresa con el 51% de capital nacional y el 49% de capital privado local y extranjero). La empresa logró asegurar por cuatro años la venta del 50% de su producción de gas natural a cambio de un precio 35% superior al precio promedio vigente. Quizás estamos en presencia de un nuevo mecanismo indirecto de “auxilio” a la delicada situación económico/financiera de la principal petrolera argentina, que está en línea con el destino de una parte de la recaudación del impuesto a la riqueza, o la recomposición del precio de los combustibles líquidos en el mercado interno.

Comisión Directiva IAE «Gral. Mosconi»

 DAPSA –Destilería Argentina de Petróleo SA–, perteneciente al holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP), invirtió 22 millones de dólares para renovar y embanderar a 100 estaciones de servicio ubicadas en 11 provincias del país, cumpliendo así con su plan de expansión estratégico.

El Director General Ejecutivo de DAPSA, Pablo Arnaude señaló que “hemos alcanzado la renovación integral de las primeras 100 estaciones de servicio que son parte de las 200 estaciones que hoy forman la Red DAPSA”.

“Tenemos una mirada estratégica y de largo plazo en el sector, DAPSA elabora en su planta de lubricantes y grasas el 19 % de lubricantes y el 60 % de las grasas del mercado argentino. Desde hace más de 45 años es un actor relevante en el downstream en la Argentina, aportando valor en todos los procesos donde participa”, agregó.

Por su parte el Director Comercial de DAPSA, Hugo David remarcó que “este año invertimos en el desarrollo de las estaciones, aportamos capacitación en políticas comerciales, de gestión y de seguridad para los empleados de las estaciones de servicio. Incorporamos las nuevas tiendas de conveniencia Stop & Go y recientemente lanzamos nuestra Línea de lubricantes y grasas con la marca DAPSA EL3MENT, complementando el portfolio de productos que se comercializan en nuestra red y distribuidores agros en todo el país”.

DAPSA se consolida como una red relevante en el mercado, que brinda en el sector del downstream en Argentina, combustibles y lubricantes, que se complementan con los servicios de almacenaje, logísticos e industriales.

Las 100 estaciones urbanas y de ruta que cuentan con la nueva imagen están ubicadas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Tucumán, Santa Fe, Córdoba, Entre Ríos, Mendoza, Santiago del Estero, La Rioja, Catamarca y Corrientes, a las que resta sumarle el resto de las 200 estaciones en el 2021.

DAPSA entrega sus productos a su red de 200 estaciones de servicio del país desde cinco terminales radicadas en Dock Sud (Buenos Aires), Barranqueras (Chaco), San Lorenzo (Santa Fe), Luján de Cuyo (Mendoza) y Monte Cristo (Córdoba), lo que permite asegurar la cobertura de la demanda federal en tiempo y forma.

DAPSA es una empresa con 100 años de actividad orientada a la producción de especialidades y servicios en el negocio petrolero, producción y fazon de lubricantes y grasas, almacenaje de Petróleo y derivados en tanques de gran escala; Cuenta con puerto propio en Dock Sud, Provincia de Buenos Aires en un predio de 35 hectáreas con capacidad de almacenaje de más de 125.000 metros cúbicos, con una capacidad de despacho de 200 camiones diarios.

La transportadora troncal TGS y Oilstone firmaron un acuerdo por siete años para que TGS brinde sus servicios de compresión y acondicionamiento de gas natural desde su planta de acondicionamiento en Plaza Huincul, consolidando así su rol como Midstreamer en la provincia del Neuquén.

El acuerdo con Oilstone, incluye servicios por un volumen que podrá llegar a los 300.000 m3/día de gas natural, sumando el desarrollo de obras de recuperación y optimización de infraestructura, necesarias para efectivizar la llegada, el ingreso y la medición del gas a la planta Plaza Huincul de TGS.

Este convenio, permitirá agregar valor a la producción de hidrocarburos, en las cuales Oilstone actúa como operador. Abarca la prestación de servicios a la producción de gas natural de las concesiones Cerro Bandera, – de la cual Oilstone es titular del 100% de la concesión -, y Puesto Cortadera y Portezuelo Minas, – concesiones que forman parte de la UTE Dorsal, conformada por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. y Oilstone.

Oscar Sardi, CEO de TGS afirmó que “este acuerdo de trabajo conjunto profundiza aún más la visión del negocio de TGS, proyectado en ser un socio estratégico para proveer servicios a toda la cadena de valor del gas natural. En un momento de tanta incertidumbre, generamos alianzas con empresas líderes, que nos consolidan como una empresa de servicios integrados, y nos permite promover el desarrollo y el trabajo de mano de obra local de pequeñas y medianas empresas instaladas en Neuquén”.

Diego Garzón Duarte, CEO de Oilstone celebró el acuerdo alcanzado con TGS, “una empresa con gran trayectoria y experiencia en el negocio del gas natural, y a través del cual permitirá a nuestra compañía poder continuar el sendero de crecimiento de producción constante que hemos venido desarrollando desde nuestros comienzos”, señaló.

Para el inicio de las operaciones, el área de servicios de TGS realizó las obras de infraestructura necesarias acordadas y la prueba hidráulica de un gasoducto de captación de Oilstone, que vincula las áreas de explotación con la Planta Plaza Huincul. Ambas acciones se llevaron a cabo de forma exitosa y en un plazo menor al previsto originalmente, posibilitando adelantar la fecha de ingreso del gas natural.

Fundada en 2010 en Argentina, Oilstone Energía S.A. es una petrolera independiente de exploración y producción de hidrocarburos. En la actualidad opera 12 concesiones de explotación en Neuquén, en 5 de las cuales es titular del 100% y en las 7 restantes conforman la UT Dorsal en la cual participa con el 40% y Gas y Petróleo del Neuquén S.A. con el 60% restante. Produce 7.000 BOE/d y cuenta con reservas por 13 MMBOE.

TGS es la principal empresa de transporte de gas natural de la Argentina a través de más de 9.200 km. de gasoductos que atraviesan las provincias de Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, y Buenos Aires.: Transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste del país hacia los centros de consumo urbanos.

Durante sus 28 años de historia, TGS se ha desarrollado y evolucionado como una empresa que ofrece servicios integrados para la industria del gas natural, ya que afianzó nuevos negocios, que se sumaron al servicio público de transporte de gas, como el procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural, servicios Midstream en Vaca Muerta y telecomunicaciones, a través de la empresa Telcosur.

Sergio Affronti, CEO de YPF, fue elegido presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para el período 2021-
2023.

Esta elección se llevó adelante durante la Asamblea Ordinaria anual de esta
Cámara, de la que participaron 33 empresas productoras y en la cual se
designaron a los miembros de la nueva Comisión Directiva, por unanimidad.

Affronti, agradeció a sus pares por la confianza depositada en YPF (compañía de mayoría accionaria estatal) para llevar adelante la gestión de la Cámara y convocó al sector a trabajar en forma conjunta para promover la actividad en favor del desarrollo del país.

Por Santiago Magrone

El gobierno nacional dispuso iniciar el proceso -con una meta a dos años- para renegociar la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente en el caso de las empresas a cargo de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural bajo jurisdicción federal (Edenor, Edesur, MetroGas), y hacerlo en el marco de la Ley 27.541, de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en  la Emergencia Pública, aprobada en diciembre de 2019.

En ese contexto, prorrogó por 90 días el actual congelamiento de las tarifas que rige para estos servicios, ratificó que habrá Tarifas de Transición, y extendió la vigencia de las Intervenciones en el ENRE y el ENARGAS.

La medida fue dispuesta a través del Decreto 1020/2020 publicado en el Boletín Oficial, y establece que el plazo para la renegociación “no podrá exceder los dos años” (a partir de 16/12/20), Suspende hasta entonces los cuestionados acuerdos de RTI alcanzados durante el gobierno anterior “atento a existir razones de interés público”.

“El proceso de renegociación culminará con la suscripción de un Acta Acuerdo Definitiva sobre la RTI, la cual abrirá un nuevo período tarifario según los marcos regulatorios” para el Gas y la Electricidad, señala la norma.

El Poder Ejecutivo encomendó ahora a los organismos reguladores ENRE y ENARGAS  encarar las respectivas revisiones tarifarias pudiendo ampliarse el alcance de la renegociación conforme a las particularidades de cada sector regulado, considerando la reestructuración determinada en la Ley 27.541. Asimismo, determinó que “dentro del proceso de renegociación podrán preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según corresponda, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados”.

El Decreto ahora publicado vino a ratificar lo preanunciado hace unos tres meses por funcionarios del área energética en el sentido de que habría de disponerse un período de transición tarifaria para estos servicios. Pero ahora se sabe de plazos para dicha transición y arribar a una nueva RTI.

Los acuerdos definitivos o transitorios de renegociación deberán formalizarse mediante actas acuerdo con las concesionarias o licenciatarias y los titulares del ENARGAS y del ENRE, así como del Ministro de Economía, quienes los suscribirán “ad referendum” del Poder Ejecutivo Nacional.

El artículo 6 del decreto 1020/20 detalla que el ENARGAS y el ENRE “tendrán a su cargo, dentro del proceso de renegociación respectivo, las siguientes funciones y facultades”:

.- Llevar a cabo el proceso de renegociación efectuando los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por los respectivos licenciatarios y concesionarios.

.- Requerir toda la información y/o documentación que se estime necesaria para proseguir con el proceso de renegociación a las licenciatarias y concesionarias, así como a todo organismo del Sector Público Nacional, los que deberán responder en los plazos y modo que los Entes Reguladores establezcan.

.- Requerir del concurso temporario de agentes de otros organismos centralizados y descentralizados dependientes del Poder Ejecutivo Nacional.

.- Realizar transacciones y/o conciliaciones, compensaciones, y/o cualquier otra forma de extinción de obligaciones recíprocas o litigiosas, originadas en la ejecución de los contratos, entre el Poder Concedente y las licenciatarias o concesionarias, las cuales deberán formar parte de los acuerdos de renegociación.

Asimismo, los Entes Reguladores deberán organizar un banco de datos del proceso de renegociación debiendo ordenar sectorialmente toda la información requerida y presentada por cada sector regulado disponiendo en sus respectivos sitios web la información receptada, salvo excepciones dispuestas por normas especiales y considerando el acceso a la información pública.

.- Llevar adelante los regímenes de audiencia pública, de consulta pública y de participación ciudadana que resulten pertinentes en relación con los respectivos contratos o licencias de servicios públicos involucrados.

El decreto definió que “a los efectos del proceso de renegociación un Acuerdo Transitorio de Renegociación es todo aquel acuerdo que implique una modificación limitada de las condiciones particulares de la revisión tarifaria hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación”, que establecerá un Régimen Tarifario de Transición hasta las resoluciones que resulten del Acuerdo Definitivo.

Por lo tanto, un Acuerdo Definitivo de Renegociación “es todo aquel que implique una renegociación definitiva de la RTI y, en su caso, de los aspectos complementarios acordados por las partes”.

A los efectos de tal revisión tarifaria se determinó además la aplicación de “mecanismos que posibiliten la participación ciudadana”,  contemplando las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado por el Decreto 1172/2003 o bien el régimen propio de participación que cada Ente Regulador disponga conforme su normativa vigente.

“Cumplidos los mecanismos de participación ciudadana, los proyectos a suscribirse y aquellos relacionados serán enviados a la Procuración del Tesoro de la Nación y a la Sindicatura General de la Nación para su intervención sobre el cumplimiento de las normativas respectivas y correspondientes, previstas para la suscripción de los acuerdos”.

En caso de no ser factible arribar a un acuerdo, el decreto 1020/20 establece que los Entes Reguladores deberán dictar, “ad referéndum” del Poder Ejecutivo Nacional, el nuevo régimen tarifario para los servicios públicos de distribución y transporte de energía eléctrica y gas natural que se encuentren bajo jurisdicción federal” siguiendo el procedimiento establecido para la celebración de acuerdos, en lo que resulte pertinente”.

El flamante decreto además prorrogó el plazo de mantenimiento (sin cambios) de las tarifas de energía eléctrica y gas natural establecido en la Ley  27.541 (180 días) en el marco de la Emergencia Pública, prorrogado luego (por otros 180) mediante el Decreto 543/20. Ahora establece “un plazo adicional de 90 días corridos o hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición” para los servicios públicos mencionados que están bajo jurisdicción federal, lo que ocurra primero”.

El artículo 12 del decreto prorrogó la intervención del ENARGAS y del ENRE, incluyendo mandas y designaciones, “por el plazo 1 año desde su vencimiento o hasta que se finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por el presente, lo que ocurra primero”.

Durante la vigencia de la intervención, el ENRE mantendrá su competencia sobre el servicio público de distribución de energía de las concesionarias Empresa Distribuidora Norte S.A. (EDENOR) y Empresa Distribuidora Sur S.A. (EDESUR), se puntualizó.

A partir del 1° de enero de 2021 Pampa Energía inyectará al sistema de ductos de la Cuenca Neuquina un volumen base de 4,9 millones de m3/día de gas natural a un precio medio anual de U$ 3,60 por millón de BTU por los próximos cuatro años, en el marco del “Plan Gas Ar” activado por el gobierno nacional.

Además, Pampa es uno de los tres únicos productores que ofreció un volumen adicional de gas durante el período invernal, habiéndosele adjudicado 1 millón de m3/día a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU  (precio base por 1,3 según pautas de la licitación)).

“Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda argentina, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, combustibles alternativos y morigerando el uso de reservas en moneda extranjera”, señaló Pampa en un comunicado.

Además, con un incremento del 20%, Pampa es la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida entre inyección base y período invernal (de 4,5 a 5,9 millones de metros cúbicos día) y figura tercera en la Cuenca Neuquina en cuanto a volúmenes ofertados en la reciente subasta realizada por la Secretaría de Energía.

“El posicionamiento de la compañía viabiliza “el fuerte compromiso inversor de Pampa en el sector, que alcanzará aproximadamente U$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar”, se destacó.

“Esta inversión, sumada a los 350 millones de dólares invertidos en la ampliación de la Central Termoeléctrica Genelba en junio de este año, y los 200 millones de dólares que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, forman parte del plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas”, indicó la empresa. 

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

Cuenta con una producción aproximada de 5.000 barriles por día de petróleo y de 7.3 millones de metros cúbicos de gas por día (en participación con otras compañías).

Por Emmanuel Lagarrigue, Vicepresidente Ejecutivo de Innovación de Schneider Electric

¿Qué pasaría si los piratas, que se mueven rápido y se arriesgan, tienen los recursos de la marina cuando es necesario? Juntos, serían imparables.

Uno de los mitos más grandes en los negocios hoy en día es que la verdadera innovación solo proviene de pequeñas empresas emergentes, aquellas que pueden ser ágiles y tomar riesgos sin tener que preocuparse por ofrecer valor inmediato a los accionistas. Desde hace tiempo se entiende que la innovación dentro de una gran empresa pública es notoriamente difícil.

Pero eso no significa que las grandes empresas no puedan innovar. De hecho, un estudio reciente de IBM encontró que el 72% de los directores de innovación dijeron que las organizaciones más grandes, no los nuevos entrantes, están liderando la disrupción en sus industrias. Solo el 22% dijo que las nuevas empresas están impulsando el cambio.

Si bien las grandes empresas pueden innovar, hay muchas que simplemente no saben cómo hacerlo bien, o simplemente no saben por dónde empezar. Cuando una empresa se desempeña bien, lidera el mercado y obtiene beneficios saludables para los accionistas, puede ser difícil mirar más allá de las ganancias y del negocio actual para anticipar las amenazas externas de interrupción.

McKinsey estima que para 2027, el 75% de las compañías actuales de S&P 500 desaparecerán. Las interrupciones del mercado a menudo ocurren más rápido de lo previsto. Tomemos, por ejemplo, Netflix, que reemplazó el alquiler de videos en aproximadamente 10 años, más rápido de lo que cualquiera podría haber anticipado.

Las grandes empresas están cambiando su forma de innovar

Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación y la eficiencia para hacer crecer su negocio principal. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, y esto requiere un cambio en las prioridades y en la visión a largo plazo. Tradicionalmente, las grandes empresas no han tenido que mirar hacia afuera para resolver los problemas de los clientes. Pero en el mundo disruptivo de hoy, la clave para una innovación exitosa se basa en la creación de un ecosistema de socios (por ejemplo, capitalistas de riesgo, empresarios, gobierno y academia) que puedan trabajar juntos para crear ideas y desarrollar soluciones. Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación incremental para crecer. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, con una visión a largo plazo.

Los piratas y la marina: una alegoría muy valiosa

Steve Jobs dijo una vez que es preferible ser un pirata que en la marina, ya que los piratas pueden evitar la burocracia, actuar de manera independiente y asumir riesgos, mientras que la marina tiene reglas estrictas que seguir.

Si bien es importante hacer crecer el negocio principal, las empresas deben buscar simultáneamente una segunda vía más rápida. Para interrumpirse o crear algo completamente nuevo en el mercado, deben reconocer las limitaciones de la organización e innovar al límite con socios externos.

La colaboración con empresarios e instituciones externas puede dar a las grandes empresas la capacidad de convertirse en innovadores líderes en su campo. Los emprendedores aportan ideas disruptivas y agilidad, y las grandes empresas aportan sus profundos conocimientos, recursos y canales para probar y escalar ideas. Innovar en el límite requiere tiempo para comenzar a mostrar rendimientos positivos. Y para las grandes empresas públicas, la innovación a largo plazo puede ser un desafío: puede llevar de 5 a 7 años construir una nueva empresa y, estadísticamente, solo el 2% de estas se convierten en unicornios.
Pasos concretos a seguir para impulsar la innovación:

1. Mostrar el valor de la colaboración de inicio

Fomentar un ecosistema colaborativo más amplio es un escenario beneficioso para las nuevas empresas y las grandes empresas. Al asociarse con empresas de cartera en proyectos de innovación, las empresas pueden acelerar la velocidad de comercialización, llenar un vacío de oferta o crear eficiencias que tengan resultados tangibles.

2. Probar en nuevos mercados para obtener conocimientos únicos

Capturar los conocimientos del mercado y fallar más rápido son beneficios clave de trabajar con compañías externas. Las empresas incubadas pueden llegar al mercado, probar y pivotar modelos de negocio mucho más rápido que un proyecto lanzado por el negocio principal. Los programas de innovación externa pueden proporcionar información de mercado más precisa que los consultores, particularmente en tiempos de interrupción, cuando los analistas tradicionales pueden perder la marca.

3. Empresa conjunta para ganar tracción más rápido

Hasta el 90% de las nuevas empresas fracasan, pero la tasa de mortalidad de las empresas conjuntas es considerablemente menor (40 al 60). Respaldados por los recursos y el reconocimiento de marca de las empresas matrices, las empresas conjuntas pueden ganar tracción mucho más rápido que una nueva startup. Por ejemplo, en 2019, Schneider Electric, lanzó AlphaStruxure con Carlyle Group para cambiar el modelo de negocio mediante el cual se financian, construyen y operan las infraestructuras.

AlphaStruxure diseña, construye, posee y opera sistemas de energía descentralizados que brindan sostenibilidad, confiabilidad, resiliencia y ahorros a largo plazo. Esto al ofrecer un modelo de Energía como Servicio (EaaS) que permite a los clientes estabilizar los costos de energía a largo plazo y actualizar los sistemas críticos de energía sin inversión de capital. Trabajando en un mercado con ciclos de ventas notoriamente largos y clientes reacios al riesgo, esta empresa conjunta ya cuenta con una sólida cartera de proyectos.

El éxito de la marina depende de la colaboración con piratas

Algunas personas todavía creen que solo dos personas en un garage pueden innovar y perturbar una industria, las grandes empresas están mejorando en innovar e interrumpirse a sí mismas. El secreto radica en tener una visión a largo plazo sobre la innovación, que va más allá de las cuatro paredes de la empresa. Esto significa colaborar con socios externos, asumir riesgos y tener el tiempo para experimentar, y sobre todo, estar de acuerdo con fallar con frecuencia. El éxito de la marina a largo plazo puede depender de la colaboración con piratas.

Rappachiani Lonas cumplió 20 años de crecimiento sostenido. Durante su trayectoria logró conformar una empresa muy flexible, que comprendió la importancia de la tecnología y se adaptó dinámicamente a los cambios.
Rappachani se especializa en los novedosos tanque-bolsa de lona Flexitank.

Se trata de tanques-bolsa de has ta 500 m3, aptos para el almacenamiento de líquidos de uso en la Agroindustria y Ganadería e hidrocarburos, donde son referentes indiscutidos en el mercado petrolero, certificados con las Normas de calidad ISO 9001.

También se aplica en emergencias para almacenamiento de agua en catástrofes, asistencia humanitaria y Prevención de incendios.
“El logro más importante es el equipo de trabajo que conformamos”, expresó su CEO Marcelo Rappachiani. “De cada crisis que nos tocó transitar, siempre hemos salido fortalecidos y pudimos superarlas por el acompañamiento de nuestra gente, nunca las enfrenté solo” y agregó: “contamos con un gran equipo comercial, del que estamos orgullosos porque hizo posible la trayectoria alcanzada”.

“Rappachiani, nuestro Apellido, nuestro Compromiso, nuestra Marca” es el slogan que conduce desde el principio a la empresa representando sus valores .

El equipo humano que es parte de esta gran familia comparte ese compromiso, porque encuentra desde la dirección un espacio para el diálogo, flexibilidad y apertura. Rappachiani es una empresa que desea que la gente que lo acompaña crezca de la mano.
“Logramos poner al lado de la empresa a las personas que nos acompañan, desde lo emocional, lo económico y fortaleciendo el desarrollo personal”, expresa Marcelo. “Buscamos acompañar desde un lado diferente, logrando el alcance de las metas, tanto para la empresa como para su gente”

Estos 20 años vividos le permitieron a Rappachani consolidarse desde lo comercial, lo técnico y la experiencia del equipo humano que les permitió dar un paso cualitativo en cuanto a desarrollo. Rappachani proyecta para los próximos años el desarrollo de productos innovadores que le permitan mantener la vanguardia cubriendo las necesidades de los mercados.

La filosofía que rige la gestión empresaria se funda en en sus valores, lo que permitió a Rappachani posicionarse como referentes en el mercado petrolero, todo gracias a conformar un grupo interdisciplinario de profesionales que brindan asesoramiento a clientes y a la dirección de la empresa.

“Sin valores no hay manera de construir nada”, expresó Marcelo Rappachani, “es la diferencia entre tener una empresa grande o construir una gran Empresa”

La distribuidora Edesur inauguró una obra de ampliación y repotenciación de la Subestación Glew, que traerá mejoras en el suministro eléctrico a más de 60 mil clientes (unas 200 mil personas) en cuatro partidos del Conurbano: Almirante Brown, Presidente Perón, Esteban Echeverría y San Vicente.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, estuvo presente en el corte de cintas junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares y su par de San Vicente, Nicolás Mantegazza. También participaron de la inauguración la interventora del ENRE, María Soledad Manin y Ariel Kogan, vicepresidente de Cammesa.

El presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco, el Gerente General de la compañía, Gianluca Palumbo, y el Country Manager de Enel Argentina, Nicola Melchiotti, fueron anfitriones.

Con una inversión de 10 millones de dólares, la obra implicó la instalación de dos nuevos transformadores de 80 MVA, tableros nuevos con 32 celdas y la puesta en servicio de dos nuevos bancos de capacitores para llegar a cuatro en total. Además, se colocaron 10 alimentadores de 13.2 kV y se tendieron 45 kilómetros de red de media tensión.

Edesur destacó que “sigue con su plan de mejoras que este año implicó la inversión de unos 80 millones de dólares, que se suman a los más de 700 millones de dólares aportados desde 2016 para continuar elevando la calidad del servicio a los 2.5 millones de clientes”.

“Estamos trabajando en conjunto para mejorar un servicio esencial en un mundo que atraviesa un periodo de transición energética. Esta es sólo una muestra de lo mucho que Edesur está haciendo en cada uno de los barrios donde está presente”, resaltó Juan Carlos Blanco.

Por su parte, el secretario de Energía recorrió las instalaciones y afirmó que “vamos a llevar adelante todas las misiones que nos encomendó el Presidente (Alberto Fernández), para que desde la Secretaría estas inversiones sean una constante, porque esa inversión también tiene que ver con la confianza, para eso debemos generar reglas para que la industria invierta y genere puestos de trabajo, y que esos puestos de trabajo vayan fortaleciendo el mercado interno”.

A partir de la cero hora del miércoles 16 YPF incrementó el precios de sus combustibles 4,5 % promedio país. Ello como resultado de un aumento para la petrolera más el traslado a los consumidores del ajuste en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al CO2.

En un breve comunicado la petrolera de mayor participación en el mercado local indicó además que “al igual que en las actualizaciones anteriores, se las brechas (de precios finales al público) entre AMBA y el resto de las provincias”. Es decir que el incremento es mayor en el Area Metropolitana de Buenos Aires, donde llega al 5,5 por ciento.

Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de YPF en la CABA son: Nafta Súper 67,10 pesos el litro; Infinia Nafta $ 77,40; Diesel 500 (común) $62,70 y Diesel Infinia $ 73,30 el litro.

Es el quinto ajuste a la suba para los combustibles en el año tras el congelamiento previo, y totaliza aproximadamente 25 %. Otras marcas resolverán en el mismo sentido en las próximas horas.

La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) informó que “en el marco del Programa Estratégico para la recuperación del parque generador”, el 5 de Diciembre se efectuó el primer giro de la turbina U3 de la central hidroeléctrica, y calificó el hecho como “un hito histórico dentro del proceso de rehabilitación (de las turbinas) y un importante avance en el cumplimiento de los desafíos propuestos por la Entidad”.

La EBY destacó que “en el marco de los ensayos previos a la puesta en marcha se realizó el giro de la primera turbina Kaplan de la Central (activada en 1994),  que es rehabilitada luego de 26 años de exitosa e intensa operación”.

El Programa tiene como objetivo la puesta en valor del parque generador de la Central, integrado por 20 turbinas, “manteniendo y ampliando la potencia instalada como así también extendiendo la vida útil de todo el sistema de generación de energía renovable”.

En julio último se avanzó con el montaje de la segunda turbina, que están siendo cambiadas a mitad de ciclo útil por problemas del diseño original.

Los trabajos están ahora a cargo de la empresa local IMPSA junto a su socia CIE de Paraguay cumpliendo con estrictos protocolos de seguridad a causa de la pandemia del Covid 19.

La empresa detalló que trabaja en el diseño y fabricación de las primeras seis turbinas en su Centro de Desarrollo Tecnológico, ubicado en Mendoza.

“La turbina fue diseñada con alta tecnología y programas de inteligencia artificial desarrollados por los ingenieros de Impsa. Esto ha posibilitado máquinas más eficientes que generan mayor energía a igual cantidad de agua y son más económicas que las de sus competidores europeos” destacó la empresa cuando el montaje de la segunda máquina.

Las  turbinas  montadas tienen una potencia de 155 MV, lo cual configura una potencia instalada total de 3.100 MV, sin considerar las tres que alojará la usina proyectada para aprovechar el vertedero Aña Cuá.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) dispuso “cautelar, precautoria y transitoriamente” la intervención del sistema informático de facturación de MetroGas S.A., para fiscalizarlo y auditarlo integralmente, designando como interventores a cuatro integrantes del Organismo.

Asimismo, decidió sancionar a la distribuidora domiciliaria de gas con una multa a $ 4.222.000 por el incumplimiento del artículo 5° de la Resolución 35/20.

El Interventor, en el Enargas, Federico Bernal, expresó que “esta multa es de suma importancia en materia de protección de los usuarios y las usuarias. Se relaciona con la infracción cometida por MetroGas al vulnerar sus derechos emitiendo facturaciones con montos que no corresponden”, añadió.

“La Resolución 35/20 de esta Intervención a favor de los usuarios y las usuarias determina en el contexto de la emergencia sanitaria disposiciones en torno al mecanismo de lectura estimada (de los consumos) y su correlato con aquella, respecto de las lecturas reales, ordenando que a la primera lectura real la distribuidora debía emitir la factura del periodo corriente en base a dicha lectura real y si surgieran diferencias a favor del usuario, el monto resultante debería ser reintegrado en la misma.

A propósito, Bernal explicó que “la Gerencia de Protección del Usuario (y las usuarias) verificó variadas consultas y reclamos en relación con ello, comprobando un reconocimiento expreso al apartamiento de la normativa aplicable en cuanto a las diferencias que la Prestadora debía imputar en su caso, en las citadas 3 cuotas -iguales y consecutivas- en las facturas que se emitan con consumos a partir del 1/9/2020, como establece el Artículo 5°”.

A ello, el Interventor explicó que “incluso Metrogas reconoció deficiencias en sus sistemas informáticos de facturación, habiéndose comprobado que a pesar de la disminución por razones estacionales en la generalidad de los reclamos tramitados, los correspondientes a dicha empresa se incrementaron sobre todo en el mes de noviembre con relación a octubre y en forma considerable”, agregando que “esa tendencia se acentuó en los primeros días de diciembre”.

En los días transcurridos de diciembre, 2 de cada 3 reclamos por facturación errónea corresponden a MetroGas. Cabe aclarar que estos reclamos por problemas de facturación corresponden a los ingresados al Ente., se explicó.

Al respecto, la distribuidora metropolitana de gas por redes explicó que “el ENARGAS decidió intervenir con una auditoría para fiscalizar el sistema informático de facturación de MetroGAS. Será por un plazo de 90 días y con el objetivo de revisar los procesos de facturación de la compañía”.

“MetroGAS ya se puso a disposición con la documentación correspondiente y con el personal responsable de esos procesos”, puntualizó la compañía.

Desde el ente regulador se describió en un comunicado que “de hecho, los reclamos de octubre y noviembre realizados a la empresa por los usuarios no pudieron ser adecuadamente procesados/validados por ENARGAS como consecuencia de los problemas en el sistema de gestión de esta distribuidora”.

Cabe señalar, al respecto, que dicha auditoría integral de tal sistema “no importa para el ENARGAS operar ni mantener las redes de MetroGas, ni tampoco intervenir en cuestiones del giro comercial de la Licenciataria ni en la responsabilidad a su cargo respecto de la facturación, la que deberá producirse en tiempo y forma, dado que aquellas son atribuciones y obligaciones propias del prestador en razón de su Licencia.

El Organismo resolvió intimar a MetroGas para “regularizar las facturaciones afectadas por las anomalías verificadas o a verificarse en todo este contexto, bajo apercibimiento de aplicar astreintes por cada día de demora, a las resultas de dichas correcciones, las que deberán ser puestas en conocimiento fehaciente de la Gerencia de Protección del Usuario de este Ente Regulador”, se indicó.

El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni, presidió en Comodoro Rivadavia el acto central por el 113° aniversario del descubrimiento del petróleo. Destacó el rol que jugaron en medio de un “año difícil” referentes provinciales, nacionales, gremios, intendentes, operadoras y legisladores “para mantener las fuentes de trabajo” en la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Fueron momentos muy difíciles los que nos tocó atravesar este año, y la actividad petrolera supo una vez más poner el hombro y afrontar una crisis”, señaló Arcioni en la ceremonia que se desarrolló en el Museo del Petróleo de Km. 3, espacio que también celebró el 33° aniversario de su fundación.

El mandatario aseguró que “hemos atravesado una baja del petróleo del año 2019 al actual por debajo del 28%, y eso implicó para la provincia perder algo más de 6 mil millones de pesos de regalías”. Sostuvo que a principios de este 2020 “tuvimos el piso más bajo del valor del barril, ahí con el diálogo se logró revertir en gran parte la situación para que los trabajadores vuelvan a sus puestos laborales”.

En ese contexto adverso, Arcioni remarcó que en Chubut “seguimos manteniendo los 21.300 metros cúbicos diarios y más de 16 mil puestos de trabajo y 500 PyMEs, todos poniendo el hombro en los momentos más difíciles. Las exportaciones crecieron el 3% con respecto al año anterior. Hoy estamos alcanzando precios óptimos del precio del barril. A pesar de la crisis, todos pusieron el hombro”, remarcó.

Estuvieron presentes en el acto el CEO de YPF, Sergio Affronti; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; de Rada Tilly, Luis Juncos; de Sarmiento, Sebastián Balochi; y de Caleta Olivia, Fernando Cotillo; los secretarios generales del Sindicato Petrolero Jerárquicos , José Llugdar; del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y de Camioneros, Jorge Taboada; el rector de la UNPSJB, Carlos de Marziani;  y el presidente del Centro de jubilados de YPF, Miguel Scaruli.

También participaron el vicepresidente de Planificación y Estrategia de Operaciones Usptream -Áreas Norte de Pan American Energy-, Juan Martín Bulgheroni; el director general Corporativo de Exploración y Producción de Tecpetrol, Horacio Marin; los ministros de Hidrocarburos, Martín Cerdá y de Agricultura, Ganadería, Comercio e Industria, Leandro Cavaco; el diputado provincial Juan Pais; el vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga.

El CEO de YPF, Sergio Affronti, anunció que  “el año que viene vamos a invertir en la Cuenca (Golfo San Jorge-Chubut y Santa Cruz-) 320 millones de dólares para seguir recuperando el convencional, que tiene futuro”.

El directivo participó de un acto en Comodoro Rivadavia para conmemorar el Día del Petróleo, oportunidad en la cual señaló que “113 años del descubrimiento del petróleo, un verdadero hito, no hay muchos países que tengan una historia centenaria”. “Estoy muy contento de estar en Comodoro, un lugar en el que viví hace años. Aquí aprendí mucho, me siento un poco comodorense”.

Del total de inversión prevista por la energética de mayoría accionaria estatal, 130 millones serán en Chubut y 190 millones de dólares en Santa Cruz.

Affronti remarcó que “fue un año difícil, pero es una oportunidad para que nos reinventemos, juntos podremos mirar un mañana mejor, entre todos podemos crear algo mejor que lo que tenemos”.

“En Chubut YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia”, afirmó y agregó que “esto es un ejemplo de que se puede salir de una situación compleja con esfuerzo. Tenemos mucho por hacer”.

“Queremos que YPF vuelva a traccionar a la industria, acá y en otras provincias, tenemos que reinventarnos, la (recuperación) terciaria (en yacimientos maduros de esta cuenca) es una oportunidad, indicó Affronti, y refirió que “en octubre Manantiales Behr  (un yacimiento de hidrocarburos en el cual YPF también desarrolló un parque eólico) tuvo un récord de producción, en plena pandemia, el esfuerzo vale la pena”.

El presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, anunció que Tecpetrol invertirá cerca de U$ 1.500 millones durante los próximos cuatro años para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta en el marco del Plan Gas.

Al respecto afirmó que en 2021  la compañía invertirá U$ 350 millones, “esto va en buena medida a equipamiento petrolero y beneficiará a las PyMEs de todo el país”, sostuvo el empresario al participar junto al ministro de Economía de la Nación, Martin Guzman, del cierre de la Jornada Pro Pymes que anualmente desarrolla Techint.

Tecpetrol opera en Vaca Muerta el yacimiento Fortin de Piedra, que alcanzó altos niveles de producción de gas en los últimos años, en el marco de la resolución 46/2017 de incentivo a las inversiones en reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina.

Su alcance fue revisado en el arranque de 2019 para limitar el beneficio del precio subsidiado (desde U$ 7,50 el MBTU) sólo al volumen original planteado por las ocho empresas alcanzadas por dicho programa, que vence a finales de 2021 y que disponía un precio al final de U$ 6 por MBTU.

Ese esquema resulta remplazado ahora por el Plan Gas Ar, de alcance a la producción de gas natural convencional y no convencional, con un esquema de precios sensiblemente menor al de la resolución 46.

Por estos días la Secretaría de Energía (en la órbita de Economía) evalúa 16 ofertas de otras tantas empresas (Tecpetrol incluída) para la provisión de un bloque de 70 millones de M3/día de gas natural local mediante contratos con CAMMESA, para uso en la generación de electricidad, previendo volumenes adicionales de hasta 100 millones de M3/día en el invierno.

Rocca declaró en este sentido que “mi aspiración es que el Plan Gas sea el puntapié inicial para imaginar un desarrollo mucho más ambicioso de Vaca Muerta, que promueva la exportación a escala, dé mayor competitividad al sector industrial, y agregar valor a la materia prima con la producción de fertilizantes”. El empresario agradeció al ministro Guzmán por su presencia y exposición, y a las más de 900 PyMEs que se sumaron virtualmente al evento a lo largo de toda la jornada.

“Necesitamos un contexto que transmita confianza a las empresas. La confianza se construye con previsibilidad, estabilidad institucional y macroeconómica”. Y agregó que, en esta dimensión, la preocupación es el equilibro de las cuentas públicas con el reordenamiento del gasto público y una estructura impositiva que incentive la producción”, señaló.

Por su parte. en su exposición Guzmán hizo una síntesis del primer año de Gobierno, signado por la pandemia, y afirmó que estabilizar la macroeconomía es una tarea colectiva y que el gobierno está trabajando en un plan para simplificar la estructura tributaria, dando mayor armonía a nivel nacional, provincial y municipal y que garantice la sostenibilidad fiscal e impulse la producción, la formalización y que sea más simple.

Asimismo, el ministro afirmó que el Gobierno buscará consensuar “un programa plurianual que sea parte de un acuerdo amplio que apunte a resolver los problemas estructurales de la Argentina que llevan a recurrentes crisis cambiarias. Buscaremos que la política fiscal converja a unas cuentas en orden con una velocidad que ayude a la economía a recuperarse, acumulando reservas internacionales para dar mayor robustez”.

En la clausura de este seminario Rocca afirmó que el 2020 “ha sido un año muy duro”, pero consideró que “pasó lo peor” y se está “saliendo de la crisis”. “Las encuestas a los participantes de ProPymes nos muestran una visión positiva, con expectativas de aumento de exportación y de empleo. Ven un escenario de crecimiento”, afirmó, en referencia a los resultados de la encuesta realizada a cerca de 200 PyMEs en su mayoría metalmecánicas, que conforman la cadena de valor industrial de las empresas del Grupo.

“En esta recuperación hay oportunidades en el contexto internacional. El contraste entre Estados Unidos y China, la redefinición de muchas cadenas de valor, abre espacio para que la industria argentina recupere presencia y se expanda en la dimensión atlántica”, añadió Rocca.  “Hay oportunidad a nivel regional. Brasil está creciendo y el paso de recuperación del último trimestre es muy notable, indica una recuperación industrial, y sentimos por nuestra operación en Brasil un aumento de la actividad económica que también favorece la actividad en Argentina, explicó.

Sostuvo además que “también hay oportunidades a nivel nacional. La cadena de valor es clave para dar contenido nacional a los desarrollos que puede haber en el país, vinculados a distintos sectores y proyectos que pueden originarse a raíz de una recuperación de la demanda y la inversión”.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) creó, a través de la resolución 397/20, la “Mesa de Innovación Tecnológica – Oblea Inteligente” GNC, con el objeto la discusión y el seguimiento de propuestas sobre este tema presentadas por organismos e instituciones especializadas, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, cámaras de comercio y cámaras industriales, organismos de certificación, y prestadoras del servicio público en la materia.

La “Mesa de Innovación Tecnológica – Oblea Inteligente”, propenderá al cumplimiento de los objetivos fijados en la Ley 24.076.

El GNL forma parte de un proceso de desarrollo tecnológico e industrial que trajo aparejado el ascenso de su incidencia vehicular. El Parque Automotor que utiliza este combustible, fue conformándose en su mayoría por vehículos livianos convertidos, ascendiendo en la actualidad a 1,7 millones de vehículos.

Por su parte, el Sistema Informático Centralizado (SIC) del ENARGAS se alimenta de la información suministrada por los sujetos del Sistema de GNV y proporciona datos actualizados sobre la operatoria del sector y los sujetos del mercado.

Cada vehículo propulsado a gas tiene su Oblea de habilitación como elemento de identificación, que habilita la carga del GNV a un vehículo automotor, moto y/o auto elevadores, e informa la fecha en que se debe realizar la revisión anual correspondiente.

A partir del año 2019, la Oblea lleva también un código identificatorio y único de QR cuya lectura, por medio de la App OBLEA&GNV, permite visualizar los datos asociados a ella y saber si el vehículo se encuentra apto para el uso del GNV como combustible, siempre respetando los parámetros de seguridad pertinentes en la operativa de GNC.

Dentro del Organismo, a su vez, se debatieron los diversos aspectos técnicos relativos al diseño y la ingeniería del Proyecto de Sistema de Control Electrónico Previo a la carga de Gas Natural (Oblea Inteligente) y su Ingeniería Conceptual para una posible implementación futura con el fin de proveer el Sistema de Control Electrónico, lo que permitiría alcanzar un mayor control en la utilización del Gas como combustible.

En base a ello, resultaría pertinente efectuar inicialmente la evaluación del Proyecto dando tratamiento, en primer lugar, al abastecimiento de los vehículos de tracción pesada y el transporte público de pasajeros, dado que se trata de unidades automotrices de carretera, producidas para ser propulsadas con Gas Natural.

En este contexto, la Gerencia de Innovación Tecnológica y la Gerencia de Gas Natural Vehicular del ENARGAS, propiciaron la creación de una Mesa de Innovación Tecnológica relativa al desarrollo de una Oblea Inteligente para GNV, lo que permitirá alcanzar altos niveles de control en la utilización del Gas como combustible.

Esta Mesa estará presidida por la Gerenta de Innovación Tecnológica del Organismo, Carina Buccieri. Las propuestas de los y las participantes de dicha Mesa no resultarán vinculantes para el ENARGAS. No obstante, se les otorgará curso de acción a fin de que se realicen los análisis pertinentes y, eventualmente, se dicten los actos o medidas respectivas.

Todos los representantes designados, en cualquier carácter y en todos los casos, se desempeñarán “ad honorem”.

El ENARGAS también invitó a participar de la Mesa a las dependencias pertinentes del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación, en especial al CONICET, del Ministerio de Desarrollo Social de la Nación, de la Secretaría de Innovación Pública (Jefatura de Gabinete de Ministros) y del Ministerio de Desarrollo Productivo.

También del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y del Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social (INAES).

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad sancionó a las distribuidoras Edesur y Edenor en 6.561.934 pesos por “incumplimientos en materia de Seguridad Pública correspondientes a los años  2018 y 2019”, se indicó.

La sanción de multa se formuló mediante las Resoluciones  68, 69, 70,  71, 72, 73 y 74/2020,  y el ENRE indicó que ocurrió “tras haber verificado diferentes casos por anomalías en materia de seguridad eléctrica en la vía pública y deberes de información y respuesta a los requerimientos emitidos por el Ente Regulador”.

“Para el análisis de todos los casos se tuvo en consideración los reclamos efectuados por los usuarios y las usuarias, los informes presentados por la distribuidora y los resultados de las inspecciones llevadas adelante por el ENRE”.

Asimismo, se puntualizó que “algunas de las sanciones formuladas contra la concesionaria del servicio público Edesur  también incluyen más de 20 anomalías que fueron verificadas tras efectuar el seguimiento y control de aquellas obras que fueran ejecutadas en la vía pública durante los meses de septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2019”.

Además, se indicó, “dos de las sanciones a Edenor son en el área de concesión de La Matanza por accidentes ocurridos en la vía pública y de las que fueron víctimas con lesiones dos menores de edad”. En este mismo sentido, otra de las sanciones a Edesur es en el municipio de Almirante Brown y también involucra a un menor.

Las Resoluciones emitidas se enmarcan en el trabajo que lleva adelante el Ente Regulador en respuesta a los más de 40.000 reclamos que quedaron pendientes de la gestión anterior. “Las funciones de control del ENRE tienen por objetivo no solo imponer sanciones a las distribuidoras bajo su jurisdicción, sino también disuadirlas de desplegar conductas que pongan en riesgo la seguridad de la ciudadanía”, se argumentó.

La generadora de electricidad Central Puerto habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque, completando así la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente de origen eólico.

Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW, a razón de 4,2 MW cada molino, La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, suficiente para abastecer a 95.600 hogares.

Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.

El Gerente General de Central Puerto, Jorge Rauber, destacó que “lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”.

El proyecto se concretó con un financiamiento de U$ 76,1 millones, a un plazo de 15 años, otorgado por la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. El proyecto empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su realización.

Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó además el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto 374 MV para nueva generación eléctrica y una inversión total en esta etapa de desarrollo de U$ 483 millones.

Central Puerto S.A. es una empresa de producción de energía eléctrica que en la actualidad cuenta con una capacidad instalada de generación de 4.097 MW, a los que se suman 785 MW de proyectos que se encuentran en construcción.

Escribe Dr. Ing. Raul Bertero (*)

Introducción

El 5 de diciembre de 2020, un titular del diario La Nación decía “Revés para el Gobierno: no logró abastecer la demanda de invierno de gas”. En la nota explicaba que “la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral)”.

Por su parte, el periodista Nicolás Gandini, en un artículo publicado dos días antes expresaba “lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.”

En mi opinión, los buenos resultados obtenidos para la demanda firme anual y, por el contrario, la escasa respuesta para la demanda invernal son consecuencia directa del mercado relevante seleccionado para la realización de la subasta. Mientras que la competencia gas-gas con contratos plurianuales es realista para la demanda firme anual, no lo es para el caso de la demanda en los meses invernales.

El autor de este artículo ya había mencionado este problema en ocasión de la subasta realizada por el gobierno anterior en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) en febrero de 2019. En dicha subasta se solicitaba un escalón en el período invernal con un volumen igual a 2.5 veces el volumen anual (ver Figura 1). El precio promedio obtenido en esa subasta fue de 4.62 USD/MMBTU con un volumen anual de 14.3 MMm3/d y unos 35.7 MMm3/d en el período invernal. Como ya mencionara en esa oportunidad, el requerimiento de una oferta conjunta para ambos periodos fue una de las razones de la obtención de precios significativamente más elevados que los que se obtenían en ese momento para el mercado eléctrico (nótese, por otra parte, que el volumen máximo ofrecido en esa oportunidad fue la mitad del ofrecido en la subasta de este año 2020).

El error conceptual en el diseño de la subasta para el gas de invierno

Desde la perspectiva enunciada, el problema fundamental de ambas subastas (febrero 2019 y diciembre 2020) reside en que los mercados relevantes, la dinámica en competencia y la infraestructura disponible son completamente diferentes para la demanda base uniforme total que para la demanda del período invernal.

En la Figura 2 se puede ver (en azul) la demanda de gas natural Residencial-Comercial-GNC (R+P+GNC), industrial y para generación promedio diaria de cada mes de 2019 si el gas hubiera estado disponible para su consumo (se incluye el gas combustible asignado a cada tipo de usuario). Se muestra también (en amarillo) el abastecimiento de gas natural del año 2019 (108 MMm3/d promedio diario mensual de producción nacional inyectado al sistema con un máximo en julio de 121 MMm3/d). A estos valores se le suman el gas importado de Bolivia de unos 14 MMm3/d promedio anual con un máximo en julio de 19 MMm3/d.

Como se puede observar en la Figura 2, el mercado de gas natural por redes consiste en una demanda plana de unos 120 MMm3/d que incluye las demandas residencial, comercial, GNC, industrial y para generación eléctrica (esta última excluyendo parte de su demanda potencial entre mayo y septiembre).

Por el contrario, la demanda invernal adicional de unos 40 MMm3/d promedio mensual máxima en forma de cúpula corresponde a un mercado diferente, donde los generadores compiten por el gas natural invernal que pudiere llegar por los gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gas oil, así como también las eventuales restricciones al consumo industrial.

Resulta determinante para asegurar el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento que ambos mercados sean negociados por separado, ya que resulta evidente que tendrán precios marginales muy diferentes.

Por otro lado, es importante tener en cuenta quién dispone de la capacidad de transporte firme del sistema. Como se puede ver en la Figura 3, las distribuidoras compran para sus usuarios (es decir que los usuarios residenciales y comerciales pagan por esa capacidad de transporte) 92 MMm3/d (casi el 70% de la capacidad firme de transporte del sistema). Por su parte, los industriales y comercializadores compran capacidad por 23 MMm3/d y los generadores por 18 MMm3/d, completando los 133 MMm3/d de capacidad firme del sistema de transporte.

Esto implica que la demanda plana de unos 120 MMm3/d, la capacidad de inyección actual de la producción nacional más Bolivia (Figura 2) y la capacidad de transporte firme del sistema coinciden aproximadamente con el volumen del mercado de gas natural plano que indicamos anteriormente en la Figura 2.

Del análisis precedente surgen tres conclusiones importantes en relación con el mercado de gas en boca de pozo. El sistema óptimo se basa en: a) un mercado de contratos de gas en boca de pozo plano de varios años de duración con las distribuidoras y usuarios industriales, dando certeza a los productores de una inyección constante que permita financiar las inversiones necesarias con mínimo costo para los usuarios; b) permitir a las distribuidoras participar en el mercado secundario de gas y transporte compitiendo con las ventas a los generadores fuera del período invernal; y c) separar este mercado plano de las distribuidoras e industriales del mercado invernal donde los generadores compiten por el gas que puede llegar por gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gasoil.

Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino

A los efectos de extraer algunas enseñanzas para plantear un cambio estructural en el sistema de formación de precios para el gas natural de invierno, la Figura 4 muestra el abastecimiento de la demanda en el período que va entre los años 1993 y 2020. Se observa en la figura que se pueden distinguir cuatro períodos con características marcadamente diferentes como se describe a continuación.

La Figura 4 muestra de arriba hacia abajo los siguientes gráficos:

a) Los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en el sistema argentino incluyendo el GNL y los gasoductos propios de las distribuidoras,

b) los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en los gasoductos troncales,

c) la inyección promedio mensual de GNL y

d) los combustibles utilizados para generación térmica (datos disponibles desde 1998 en adelante).

• Período 1993-2004

Este período se caracteriza por el abastecimiento de la demanda invernal mediante gas natural con fuertes fluctuaciones estacionales en los gasoductos provenientes de Neuquén (30 MMm3/d de diferencia verano-invierno, ver Figura 4 b). En esos años el país contaba con gas natural convencional barato y abundante, y los gasoductos mencionados trabajaban con un factor de carga relativamente bajo.

La capacidad ociosa de los gasoductos era pagada por la demanda residencial y comercial a través del factor de carga igual a 0.35 establecido en la Licencia en el momento de la privatización y no modificado hasta hoy. En este período la capacidad de transporte prácticamente se duplicó “a tarifa”. Esto significa que la tarifa era suficientemente alta para que el aumento de los caudales de gas transportado fuera suficiente para pagar los créditos que tomaba la transportista para realizar las expansiones necesarias. La abundancia de gas natural y sus bajos costos de producción hacía que los productores inyectaran el gas de invierno con muy poca diferencia en el precio boca de pozo entre invierno-verano.

• Período 2004-2011

El año 2004 dio inicio a la crisis de abastecimiento de gas natural. Esto se ve reflejado claramente en la inyección declinante de gas natural en Neuquén, como se puede apreciar en la Figura 4 b). También las fluctuaciones en la inyección de gas natural invierno-verano disminuyeron hasta prácticamente desaparecer en el año 2011. Los picos de consumo invernal fueron cubiertos cortando el abastecimiento a las centrales térmicas, que pasaron a consumir fuel oil y gas oil con picos invernales equivalentes a 30 MMm3/d, como se puede apreciar en la Figura 4 d). Esto significó costos de importación de combustibles líquidos muy elevados, que fueron pagados por el Estado Nacional.

• Período 2011-2019

Este período se caracteriza por la consolidación de la utilización de los barcos de regasificación de GNL en Bahía Blanca y Escobar aportando inyecciones invernales de 30 MMm3/d de gas natural regasificado al sistema cerca del centro de demanda en Buenos Aires. El abastecimiento de la demanda invernal se completaba con la utilización de fuel oil y fundamentalmente gas oil, con volúmenes muy significativos. El primer Plan Gas para incrementar la producción empezó a dar resultados y la inyección de gas natural en Neuquén comenzó a crecer sostenidamente, recuperando a fines de 2018 los volúmenes del año 2004. La inyección de gas natural de Neuquén no tuvo prácticamente estacionalidad durante este período.  

• Período 2019-2020

En el año 2019 el abastecimiento de la demanda invernal adicional se cubrió con 20 MMm3/d de GNL, unos 15 MMm3/d de aumento estacional de la producción de gas natural y unos 5 MMm3/d de gas oil. La inyección de gas natural al sistema alcanzó su máximo histórico impulsado por precios elevados de gas natural mayoritariamente subsidiados por el Estado mediante una nueva versión del Plan Gas.

Como se puede apreciar del análisis precedente, existen varias combinaciones posibles de abastecimiento de la demanda adicional de invierno. La existencia de combustibles alternativos en las centrales térmicas, la aparición del GNL y la posibilidad de plantear un despacho eléctrico coordinado con la utilización de reservas hídricas en el invierno que pueden ser devueltas con generación térmica en el verano son elementos que pueden combinarse para obtener el abastecimiento más económico para el sistema. Es importante notar que el actor que está en condiciones de optimizar su abastecimiento y dispone de los combustibles alternativos es el sector eléctrico.

Un mercado competitivo, donde todos estos elementos se combinen generando un precio spot para el gas de invierno, sería capaz de construir ese abastecimiento optimizado, que podría incluir también un mercado de cortes donde los usuarios industriales podrían planificar el mantenimiento de sus instalaciones en semanas específicas del período invernal ofreciendo su gas firme al mercado a precios convenientes. La diferencia de precio verano-invierno motoriza también inversiones en gasoductos y, sobre todo, en almacenamientos tan necesarios para el sistema argentino de gas natural.

Por otro lado, es fundamental establecer regulaciones estables, transparentes y con un sistema de incentivos que permita que los agentes económicos tomen el riesgo de sus inversiones en un mundo en el que los precios de la energía son y seguirán siendo motivo de un continuo cambio. Esto se puede apreciar con claridad en la Figura 5, donde se muestra en USD/MMBTU la evolución de los precios del gas oil, el fuel oil, el precio del petróleo WTI, el precio del GNL en el mercado del Atlántico y el precio interno del gas natural de Estados Unidos (Henry Hub) para el período 1993-2019.

Las diferencias de precios entre los distintos combustibles pueden alterar el abastecimiento óptimo cada año y por eso debe dotarse de flexibilidad al sistema regulatorio, tarifario y de formación de precios para adaptarse a los permanentes cambios.

No puede dejar de considerarse también la enorme ventaja que significa para un país contar con gas natural abundante y de bajo precio. Esto pudo observarse en Estados Unidos, donde la producción a gran escala del shale gas le permitió pasar de precios de país importador de GNL (hasta el año 2004) a exportador, con una enorme disminución del precio interno de gas natural (ver Figura 5). Esto produjo a su vez una mejora competitiva muy significativa en las industrias con una componente importante de costo energético como la petroquímica, fertilizantes y aluminio, que condujeron al retorno de plantas industriales que habían emigrado hacia otros países en busca de gas natural más económico.

Fluctuaciones diarias de la demanda invernal

Los cambios estructurales que es necesario implementar en el esquema de formación de precios del gas natural de invierno deben considerar no solo la variación mensual de la oferta y demanda, sino contemplar también la evolución diaria de la oferta y demanda en el período invernal.

Para ello se muestra en la Figura 6 la variación diaria de la inyección en gasoductos en 1997, año en el que, como vimos anteriormente, no había restricciones de oferta de gas nacional y la estacionalidad se cubría con un aumento de la inyección de gas natural en invierno. Por su parte, en la Figura 7 se muestra la variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. En ambas figuras las líneas verticales indican un intervalo de tiempo semanal.

Como se puede ver tanto en la Figura 6 como en la Figura 7, el invierno en Argentina no presenta una demanda uniforme, sino que comprende considerables variaciones que pueden contemplarse razonablemente con una agregación semanal. Tanto en el inverno de 1997 como en el de 2019 existieron semanas en pleno invierno con disminuciones de los caudales inyectados de más de 20 MMm3/d de promedio semanal.

Lo anterior indicaría que las subastas con contratos spot semanales serían una buena opción para hacer competir en forma óptima el gas invernal inyectado por los productores, el GNL y los sobrantes de gas natural comprados en firme por las distribuidoras o por usuarios industriales que pudieren sustituir con ventaja por otros combustibles o acomodar el período de mantenimiento de sus instalaciones. En las semanas con mayores costos de abastecimiento, CAMMESA podría también despachar reservas hidráulicas o importar energía eléctrica que podría recuperarse con generación térmica fuera del período invernal.

Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado

El sistema regulatorio de precios y tarifas de gas natural debe permitir la recreación de mecanismos y la inversión en infraestructura que aseguren el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento. Para ello deberían considerarse los siguientes principios:

• El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.

• Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.

• La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.

• El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.

• Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.

• La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.

• Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.

• El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.

• Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.

• Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.

• En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.

Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto N^o 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).

Es decir que el sistema argentino de gas natural funcionó de acuerdo con un esquema comercial parecido al que aquí se propone (y en condiciones aún más difíciles, ya que el GNL no era un recurso disponible) hasta que la secuela de la crisis de 2001 en términos de retrasos tarifarios, congelamiento y segmentación de precios de gas y el consiguiente faltante de producción de gas nacional obligaron a cambiar las reglas para adaptarse a una situación no prevista de faltante de gas natural.

En mi opinión, el sistema energético argentino podría mejorar sustancialmente el funcionamiento que tenía antes de la crisis del 2004, en la medida en que se busque coordinar los despachos de gas y electricidad, desarrollar la producción de gas natural, incrementar el sistema de gasoductos, continuar utilizando la regasificación de GNL y permitir que la diferencia de precios entre invierno y verano surgida de la competencia entre todas las formas de abastecimiento impulse el desarrollo de almacenamientos subterráneos, la infraestructura de regasificación y la expansión de la red de gasoductos troncales.

En ese sistema la utilización de combustibles líquidos para generación térmica debería ser una eventualidad que ocurriría en circunstancias excepcionales, obteniéndose una matriz de generación ambientalmente más limpia y una industria de gas natural con bajos precios, flexible y confiable, en donde la optimización del menú de alternativas de abastecimiento sea conducida por la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.

(*) Presidente del CEARE – UBA, Vicedecano – Facultad de Ingeniería – UBA, Miembro de la Academia Nacional de Ingeniería

En el marco del “Plan Federal de Transporte Eléctrico”, la Secretaría de Energía de la Nación concluyó y puso en servicio en la provincia de Buenos Aires una obra de transmisión clave que permitirá garantizar la mayor demanda eléctrica que se registra durante la temporada veraniega en la costa atlántica.

Con la puesta en servicio de la “Doble Terna” de 132 kV entre Mar del Plata y la Estación Transformadora de 500/132 kV de Vivoratá –con capacidad de transformación de 900 MVA– se completó la “Interconexión Atlántica Norte”, una obra de singular importancia que optimiza el suministro de energía en varias localidades del sur de la provincia de Buenos Aires y las repotencia al vincularlas con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Las interconexiones permitirán reforzar los enlaces eléctricos desde Vivoratá a Villa Gesell (86 kilómetros de longitud), Mar del Plata (37 km.) y Balcarce (26 km.) donde se realizaron varias obras de ampliación y mejoras de las Estaciones Transformadoras.

El proyecto también comprendió el tendido de una Línea de Extra Alta Tensión de 444 km. de longitud entre Bahía Blanca y la ET Vivoratá que reviste una singular importancia para el desarrollo de las economías regionales del sur bonaerense al mejorar sustantivamente la calidad del servicio y garantizar un abastecimiento eléctrico confiable y sin restricciones.

La obra –iniciada en el año 2014– ha sido realizada en el marco del Plan Federal de Transporte Eléctrico ejecutado por el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) dependiente de la Secretaría de Energía de la Nación, que realizó los estudios preliminares, elaboró la ingeniería básica, confeccionó los pliegos licitatorios y coordinó los servicios de asistencia técnica e inspección de las obras.

La “Interconexión Atlántica Norte” mejorará el abastecimiento a varias localidades de la costa atlántica y Balcarce con nuevas líneas de transmisión que intervinculan estas localidades y sus zonas de influencia.

Las nuevas líneas de transmisión permitirán redistribuir, optimizar y garantizar el suministro eléctrico la región costera con la interacción e intercambio del fluido generado en las siguientes centrales térmicas:

–9 de Julio (Mar del Plata) de 240 MW.

–Oscar Smith (Villa Gesell) de 126 MW.

–Necochea (Necochea) de 206 MW.

–Mar de Ajo (Mar de Ajo) de 31 MW.

Junto con la habilitación de la ET de Vivoratá entró en servicio un nuevo “Nodo de Distribución y Despacho Zonal” que cuenta con un sistema de comunicaciones por fibra óptica que permite comunicaciones verbales, el traslado de información digital de estado y medición y el telecontrol nacional y provincial del suministro que demanda la región.

Fuente: Transporte y Energía

La productora de energías renovables Genneia, eligió a GE Renewable Energy para brindar servicios de mantenimiento y operaciones remotas para las 17 turbinas ubicadas en el Parque Eólico Trelew por un período de cinco años.

En base a los términos y condiciones de este acuerdo, GE Renewable Energy seguirá siendo responsable de la protección y mantenimiento de la base instalada de ese sitio, para que Genneia gane más competitividad y pueda producir energía confiable, accesible y sustentable en Argentina.

El parque eólico está ubicado cerca de la ciudad de Trelew en la provincia de Chubut, y cuenta con 17 aerogeneradores de 3 MW cada uno, totalizando 51 MW de potencia eólica. El centro de generación produce más de 180 GWh al año, energía equivalente al consumo de casi 70.000 hogares, que son inyectados por Genneia al Sistema Argentino de Interconexión
(SADI).

La relación comercial y operativa entre Genneia y GE Renewable Energy comenzó en 2013 y ahora ha sido renovada hasta 2025. El nuevo acuerdo incluye un conjunto de servicios como monitoreo remoto y soporte con monitoreo las 24 horas del día, los 7 días de la semana desde el Centro de Operaciones de GE, además de un equipo de profesionales en sitio responsables del mantenimiento y diagnóstico local de las máquinas.

De esta manera, se maximiza la utilización de la energía eólica, ofreciendo más eficiencia a la operación base instalada de Genneia.

“Existe un enorme potencial en Argentina para el desarrollo de energías renovables, y estamos muy entusiasmados de unirnos a Genneia en este crecimiento, contribuyendo a la evolución del sector eólico
en el país”, dijo Eduardo Tardieu, de GE Renewable Energy.

Por su parte, Aldo Coppola, Gerente de Abastecimiento de Genneia, afirmó que “para Genneia es muy importante que, en un contexto tan desafiante como es la pandemia por COVID-19, se trabaje en conjunto con empresas como GE Renewable Energy que aseguren la eficiencia del parque a la vez que garanticen la seguridad de los colaboradores y de la comunidad.”

Genneia construyó y puso en operación el Parque Eólico Mardyn I en Noviembre de 2018. En 2019, se convirtió en el parque eólico más grande de argentina al habilitar su etapa II, ubicado en un predio sobre la ruta
provincial 4 a aproximadamente 13 kilómetros de Puerto Madryn en la Provincia de Chubut.

El proyecto cuenta con 62 aerogeneradores instalados de 117 metros de altura y tres palas de 60 metros de longitud cada una. La operación tiene capacidad total instalada de 222,3 MW que permite abastecer de
energía limpia a unos 200.000 hogares.

En el Noreste de la Provincia, sobre la Ruta Nacional 3 KM 1375.3,
Genneia se encuentra desarrollando el Parque Eólico Chubut Norte; el cual ha avanzado en etapas: el Parque Eólico Chubut Norte I (28MW) que ya se encuentra en operación y las etapas II (26MW), III (57,6MW) y IV (82,8MW), las cuales están finalizando su construcción en los próximos meses.

En los últimos dos años, la empresa logró ampliar en más de 500 MW su potencia renovable transformándose en líder dentro del mercado de las energías renovables. Posee más del 25% de la capacidad instalada en energía eólica, lo que la convierte en el número uno del sector. Además, es
propietaria y operadora de 4 centrales de generación térmica. (473 MW).

. – Diálogo con Alfonso Blanco, Secretario Ejecutivo de OLADE

La llegada de Joe Biden al gobierno de los Estados Unidos permite suponer que “una administración demócrata tendrá una agenda medioambiental más marcada que la actual administración de Trump, pero en términos de producción petrolera difícilmente observemos una interrupción de la explotación de no convencionales en territorio estadounidense”, consideró el Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de la Energía (OLADE), Alfonso Blanco.

En declaraciones a Energía & Negocios el directivo opinó que “lo que potencialmente observaremos es que se establezcan mayores controles por parte de las agencias federales y restricciones a la producción en terrenos fiscales, que limitarán la expansión de la industria de no convencionales y podría empujar la salida del mercado de algunos productores marginales, lo que implicaría una oferta interna de petróleo levemente reducida en comparación con la actual”.

De darse esta situación, y un precio de equilibrio en relación a los costos de producción no convencional,  empresas estadounidenses que se han especializado en yacimientos no convencionales podrían reorientar su capacidad e inversiones hacia países de la región que cuentan con este tipo de reservorios, como es el caso de Argentina, consideró Blanco.

Asimismo, consideró que “en lo que refiere a la producción de hidrocarburos y fundamentalmente la producción de no convencionales, hay que destacar que el gas natural es un energético quea puede acompañar una agenda de descarbonización acelerada de EE. UU., en línea con la agenda medioambiental demócrata”.

Acerca de las perspectivas del mercado internacional petrolero, Blanco refirió que “desde el punto de vista de las sanciones internacionales, es de esperar que a partir del restablecimiento de un diálogo sobre el tema nuclear se llegue a un acuerdo en el reingreso de Irán a los mercados internacionales de petróleo, lo cual tendría un impacto en la reasignación de las cuotas dentro de la OPEP”.

“Queda en tal sentido una incógnita sobre el abordaje que tendrían las sanciones a Venezuela de una eventual administración demócrata y la capacidad de reintegrar el petróleo venezolano al mercado global en un horizonte de mediano plazo”, señaló.

Por otra parte, Blanco refirió que “un campo clave en la agenda energética propuesta por Biden es la producción de electricidad, ya que se busca una descarbonización acelerada de la generación eléctrica” (hablamos de la reducción de emisiones de CO2,).  Una “salida gradual de la generación a partir de carbón y combustibles líquidos hacia una mayor participación de las fuentes de energía renovable, y en esto sería fundamental un plan para impulsar las energías limpias (incluído el gas natural) e incentivar inversiones en infraestructura de renovables como parte de las medidas para una recuperación económica posterior a la pandemia”.

Por otro lado, señaló,  “la agenda de Biden está fuertemente comprometida con el desarrollo y escalamiento de la electrificación en usos finales de energía.  El impulso de la electromovilidad, la generación distribuida y el almacenamiento de energía ,son parte de los desarrollos que deberíamos esperar en el mercado de energía de EE.UU. en los próximos años”.

Estos elementos, asociados a cambios en la política energética,  tendrían un impacto directo en su dimensión medioambiental,  y  sustentan una agenda más agresiva en el abordaje del cambio climático y la posición del país en los ámbitos de negociación internacionales. Se podría suponer la reincorporación de EE.UU. en los acuerdos internacionales destinados a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, sostuvo Blanco.

“Nuestra región está expectante respecto al impacto que tendrán estos cambios de direcciónen las políticas internas en Estados Unidos y en el vínculo y rol a nivel de relaciones internacionales que tendrá Estados Unidos con América Latina y el Caribe”, señaló el Secretario Ejecutivo de la OLADE.

La producción y la demanda de energía a nivel regional durante la pandemia del Covid-19, las perspectivas de reactivación económica  y de generación de empleos en la postpandemia, y las características de la transición energética hacia fuentes renovables fueron los temas abordados por representantes y delegaciones de los países miembro de la Organización Latinoamericana de Energia  en la reciente Reunión de Ministros, que se activó desde Quito (Ecuador) en la modalidad virtual,  en el marco de la V Semana de la Energía.

La apertura de las sesiones estuvo a cargo del ministro de Energía y Minas de la República Dominicana,  Antonio Almonte;  junto al ministro de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago -y Presidente entrante de la OLADE- Franklin Khan;  y el Secretario Ejecutivo, Alfonso Blanco.

Almonte informó que el Organismo ofreció apoyo “a todos los proyectos vinculados a la aceleración de la transición energética de la región mediante el impulso de la integración de fuentes de energía renovables”.  En tal sentido,  agregó, se promovieron mejoras en los sistemas de planificación energética y el fortalecimiento y armonización de los sistemas de información sectorial  mediante el desarrollo de herramientas específicas.

 Tras su informe,  Almonte  entregó la Presidencia  a Trinidad y Tobago, representada por el ministro Khan, quien agradeció la tarea de su antecesor  “en el contexto de una pandemia que ha alterado los sistemas de gestión con los que normalmente nos movemos”.

Franklin Khan afirmó que “para Trinidad y Tobago es un placer reafirmar el compromiso con la OLADE ”  y señaló que  “a medida que las matrices energéticas evolucionan requieren de todo nuestro esfuerzo y enfoque para realizar una transición bien pensada y gestionada”.

En este sentido, Alfonso Blanco refirió a E&N que en esta nueva etapa de la OLADE “se buscará generar mercados mas integrados a nivel regional (América Latina y el Caribe) para el gas natural, procurando alentar la descarbonización en la generación de electricidad”.

Y  para dar idea de la magnitud del beneficio ambiental que dicha tarea implicaría señaló que “si toda la generación de electricidad que hoy se opera en la región con combustibles líquidos y carbón  la pasamos a gas natural (Ciclos Combinados), el impacto a la baja en la emisión de gases de efecto invernadero  equivaldría  a sacar de circulación 20 millones de automóviles”.

“Con costos de inversión más reducidos, el gas natural permite hacer mas eficiente la transición energética hacia las fuentes renovables”, puntualizó Blanco, refiriéndose además a las existencia de importantes reservas de gas en la región.   

Otro objetivo que se ha trazado la OLADE es la continuidad en el desarrollo de los proyectos de integración dinámica de las redes de transporte de electricidad en la región.

En tal sentido, se evalúan técnica, legal, y económicamente las interconexiones a nivel subregional entre Paraguay, Chile, Brasil, Argentina y Uruguay (SIESUR); entre Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile (SINEA); y otro correspondiente a los países de Centroamérica (SIEPAC).

La organización realiza estudios técnicos que permitan intensificar los intercambios de electricidad entre estos los países haciendo uso de la infraestructura de interconexiones existentes a partir del desarrollo reciente de las energías renovables en algunos países de cada subregión,  con una cuantificación de los beneficios económicos y ambientales.

En otro orden, en la reciente Reunión de Ministros disertó Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA) y  también Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Fatih Birol, hizo hincapié en que en la Reunión de Ministros del año pasado -realizada en Lima, Perú-  “acordamos trabajar juntos para armonizar las estadísticas del sector energétineración de electricidadco,  columna vertebral de las buenas políticas energéticas, y seguimos trabajando para contar con información de buena calidad”.

Respecto a la actual crisis mundial, Faith Birol indicó que se está viviendo un “shock en el sector energético como no se ha vivido desde la Segunda Guerra Mundial”. “La demanda energética a nivel global ha disminuido este año el  5% aproximadamente. Después de la crisis financiera del 2008–2009 la demanda del consumo energético también descendió, pero el descenso de este año es 7 veces mayor”, puntualizó.

El directivo de la IEA señaló que “los mercados en el sector petrolero observan que este año la demanda descenderá  9% aproximadamente. Los mercados globales de gas tienen un descenso de 3%, el más grande en la industria”.

En este mismo contexto señaló que “una vez que hayamos controlado al virus y las economías se recuperen, el sector energético se va a recuperar, pero, va a tener obstáculos durante muchos años”.

Birol  también enfatizó que las emisiones globales descendieron aproximadamente  7 %, pero recalcó que esto ha sucedido no porque se han incorporado tecnologías nuevas de energía limpia, sino porque estamos sufriendo la pandemia”.

Además, afirmó que a nivel global las inversiones totales en energía están decreciendo en 20% comparados con los otros años, porque muchas empresas están en modo de supervivencia, disminuyendo las inversiones y el personal. “Estamos pasando por una gran ola de desempleo en el sector” agregó.

“La recuperación económica, que es la mayor preocupación de los gobiernos y la transición hacia energías limpias no son excluyentes, pero solo se podrán lograr si se implementan las políticas energéticas correctas” indicó.

Por su parte,  Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables, mencionó  que “la energía ya no es discutir sobre tecnología y costos, ahora es una estrategia de inversión en la transición, incluyendo cualquier prioridad económica y ambiental”.

Informó que en la agenda de IRENA para los próximos 3 años,  se estima invertir a nivel global más de 2 mil millones de dólares por año”. Indicó que “vemos un rol clave en la inversión, brindar apoyo a la innovación, como la economía de hidrógeno verde o nuevos procesos industriales”.

“Las Energías Renovables antes de la pandemia se estaban convirtiendo en la manera más conveniente de producir energía. No solamente compiten con la opción de combustibles fósiles, sino que también los mejora” señaló.

Diálogo Ministerial

Como es habitual en la Reunión de Ministros, se realizó un conversatorio a nivel Político Ministerial sobre el rol que jugará el sector energético en el período post pandemia. Ello, con el  propósito de intercambiar visiones, y definir objetivos y líneas de acción para un abordaje integral de la problemática, que involucre las distintas realidades de una región diversa y multifacética.

En este espacio el Jefe de la División Energética del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, mencionó las acciones más relevantes consideradas durante el diálogo:

1.- Aplicación de medidas de contención al desplazamiento de la población; suspensión temporal de pagos, reducción de tarifas, y apoyo con capacitación para generar empleo en el sector.

2.- Renovables: Fundamental para promover la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e importante para la creación de nuevos empleos.

Se consideró la iniciativa “Renovables en Latinoamérica y el Caribe” RELAC para el interés común de varios países por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del incremento de la participación de las energías renovables. Se destacó la generación de energía solar y eólica por su aporte al crecimiento de la oferta energética en la región en el último año.

3.- Gas natural: El aprovechamiento del gas natural como combustible para apoyar la agenda de transición energética y la reactivación económica en el sector de hidrocarburos.

4.- Sector transporte:  Promover la transformación de este sector hacia el uso del gas natural y de la electricidad como propulsores.

5.- Integración: Se reconocer la importancia de la integración energética como mecanismo viable para superar la crisis, por su capacidad de mover inversiones.

6.- Promover la innovación en los sistemas energéticos de la región y la participación del Hidrógeno en la matriz energética.  Digitalización en el sector energético para mejorar su eficiencia.

7.- El papel de los organismos internacionales es fundamental para aliviar la crisis promoviendo estudios en el  sector, el financiamiento y el acompañamiento de políticas, regulaciones y proyectos  de carácter regional.

SM

Gasnea inauguró la obra de ampliación del gasoducto de aproximación de Villaguay (Entre Ríos), que triplica su capacidad de transporte de gas natural a esa zona.

El proyecto, que le demandó a la empresa una inversión de más de 350 millones de pesos, contribuirá con un mejor servicio para el centro de la provincia.

De la inauguración participaron Ocar Dores, presidente de Gasnea; la Secretaria de Energía, Silvina Guerra, la Intendenta de Villaguay, Claudia Monjo, y el Director Corporativo de Gasnea, Carlos Castro.

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía recibió 16 ofertas, por parte igual número de empresas productoras, para la provisión de gas natural local en la licitación realizada en el marco del Plan Gas Ar 2020-2024, totalizando un volumen de 68 millones de metros cúbicos diarios, es decir muy cerca del bloque de 70 millones previstos en la convocatoria.

Se presentaron empresas “empresas productoras de todos los tamaños y nivel de integración,  nacionales y multinacionales”, y los precios ofertados “variaron entre un mínimo de U$ 2.40 y un máximo de U$ 3.66 el MM BTU”, informó la cartera a cargo de Darío Martínez. El precio promedio ponderado a nivel país rondó los U$ 3,50, según fuentes empresarias.

Al respecto, se indicó que “la Comisión de Análisis y Preadjudicación inicia así su trabajo que concluirá el 15 de diciembre con la adjudicación” de los volúmenes por empresa y cuenca de origen del gas, convencional y no convencional.

La nómina de empresas oferentes se integró con YPF, PAE, Vista Oil, Wintershall, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total Austral, Compañía General de Combustibles, Petrobras Operaciones, Móbil Argentina, Capex, Alianza Petrolera, Metro Holdings, y Corporación Financiera Internacional.

Se trata de gas natural cuyo suministro será contratado vía CAMMESA con destino a la provisión de usinas generadoras de electricidad (MEM) y distribuidoras a partir de 2021.  

 Las ofertas se presentaron entre las 11,45 y las 14,19 horas (el cierre era a las 15) y también incluyen otros requerimientos referidos, por caso, a la curva de producción prevista, inversiones, participación de pymes nacionales en la operatoria (VAN), factores que incidirán en la evaluación, además del costo fiscal previsto en el esquema.

El Estado se hará cargo de la diferencia entre el precio promedio ponderado según sea la cuenca de origen (3,56 en la neuquina y 3,42 en la Austral y Golfo San Jorge) y lo que pagan los usuarios a las distribuidoras (alrededor de 2,40 dólares por MBTU).

Según trascendió, el mayor volumen de gas ofertado correspondió a YPF y está en el orden de los 21 MM3/díarios. Su precio fue de U$ 3,66 el MBTU.

Las empresas debían ofertar su producción detallando la cuenca de procedencia dado que el esquema de licitación contemplaba cupos de 47,2 millones de metros cúbicos para la Neuquina, 20 millones para la Austral.GSJ, y 2,8 MM3 para la Noroeste, cada una con un precio promedio ponderado diferente.

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El secretario de Energía destacó la participación de las empresas en la licitación. “Estamos muy contentos porque hemos recibido 16 ofertas, absolutamente en todas las cuencas con potencial gasifero”, comentó luego del acto de apertura de sobres.

Martínez subrayó que “la industria ha participado con toda la capacidad que tenía para hacerlo. Va a ser muy beneficioso para todos los argentinos, para todos los sectores, para todas las regiones productoras, para todos los trabajadores”. También para “las Pymes, para las empresas nacionales, creo que vamos a objetivos muy logrables”.

El Secretario resaltó que “30.000 millones de metros cúbicos de producción argentina que van a sustituir importaciones en los próximos cuatro años, están en estos sobres”.

Señaló que “en principio se han presentado todas las empresas productoras y en todas las cuencas, que era un esquema bien federal como nos había pedido el Presidente (Alberto Fernández), y en estos sobres está representada esa participación”.

En cuánto al cronograma previsto en la licitación, Martínez contó que “de acá al 15 se analizan cada una de las ofertas y el mismo 15 ya se está adjudicando, con lo cual vamos a llegar en tiempo y forma como nos habíamos planteado. Quizás había algún sector que no creía que se iba a poder llegar pero estamos cumpliendo con los tiempos y los plazos que nos hemos propuesto”, añadió.

Martínez resaltó además que “lo importante es que ya en el invierno que viene estemos frenando el declino (de producción gasífera) que viene teniendo la Argentina. Esta es una clara señal de confianza de un Presidente que toma decisiones que dan previsibilidad y certeza, y esta es la respuesta, 16 ofertas de todas las cuencas con potencialidad gasifera”.

Todo llega. y el jueves 3 de diciembre, entre las 10 y las 15 horas las empresas productoras de gas natural interesadas en el Plan Gas Ar, activado por el gobierno nacional, presentan en la Secretaría de Energía sus ofertas en sobre cerrado para la provisión de hasta 70 millones de metros cúbicos día a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para el suministro a usinas generadoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y a las distribuidoras de gas por redes.

El volúmen ascenderá hasta 100 millones de metros cúbicos diarios en los meses del invierno.

A las 16 se hará la apertura de los sobres y las empresas podrán observar el contenido de los mismos. Energía evaluará tales ofertas y resolverá las adjudicaciones a mitad de diciembre.

Precios, volúmenes, y el nivel de estímulo requerido al Estado (adicional al precio ofertado) determinará las adjudicaciones según cada Cuenca de Orígen y determinará las prioridades de ingreso al Sistema gasífero y de exportación en firme. También se considerarán las curvas de producción proyectadas y de inversiones a realizar.

Entre las condiciones particulares del suministro establecidas por el Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024, se establece que el comprador es CAMMESA (actuando no en nombre propio) quien se obliga a tomar y pagar las cantidades de gas natural previstas en la oferta.

La oferta irrevocable entrará en vigencia a partir del 1 de enero de 2021 y el acuerdo contractual de suministro se extenderá hasta 2025, o hasta 2029 en el caso en que el gas natural tenga como origen la explotación de Proyectos Costa Afuera (Off Shore).

Los oferentes deberán detallar la Cantidad Máxima Diaria (CMD) de gas de 9.300 Kcal/m3 para cada mes, durante la vigencia del contrato.

La CMD podrá ser modificada si la Secretaría autoriza al vendedor a destinar gas natural a la exportación en condición firme.

Las empresas deberán presentar detalle de la curva de producción comprometida y compromiso de inyección al Sistema.

El comprador (CAMMESA) asume la obligación de tomar y pagar un volumen mínimo mensual de gas y, en caso de no ser tomado, deberá ser igualmente pagado por el comprador al precio de venta definido durante cada periodo contractual.

El comprador tendrá derecho a recuperar las cantidades de gas que haya pagado pero no tomado cualquiera haya sido la causa, dentro del periodo de vigencia de la oferta (Gas de Recuperación).

En caso de incumplimiento del vendedor en la entrega del volumen mínimo diario de gas comprometido, este deberá compensar al comprador por cada metro cúbico que no hubiera sido puesto a disposición, al precio de venta vigente en cada momento del periodo contractual. Estos montos serán compensados con los que el comprador deberá abonar al vendedor al mes siguiente de ocurrido el evento.

El punto de entrega del gas corresponderá a la interconexión de las instalaciones del vendedor con el sistema de transporte de TGS y/o TGN en la zona de recepción, donde se realizaran las mediciones de lo volumenes entregados y la transferencia de la propiedad, custodia, responsabilidad y riesgos respecto del gas, del vendedor al comprador.

El vendedor no será responsable por ningún costo, gasto u obligación relacionados con el transporte del gas a partir del punto de entrega.

El precio de venta que pagará el comprador por el volumen de gas entregado y tomado será expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU, y será abonado en pesos equivalentes.

El precio de venta incluye todos los gastos de transporte hasta el punto de entrega y no incluye el IVA , el recargo Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas y cualquier otro tributo que sea aplicable al comprador, los que deberán ser pagados adicionalmente al precio de venta.

El vendedor será responsable de la totalidad de los impuestos y regalías hasta el punto de entrega. Y el comprador será responsable de los impuestos, gravámenes y demás cargos a partir del punto de entrega.

Las reglas vigentes para esta operatoria contemplan además cláusulas referidas a formas de facturación y pagos, períodos para la realización de tareas de mantenimiento de las instalacirtones operativas, y cláusulas de eventual rescisión.

Siemens Energy, junto con el fabricante de autos deportivos Porsche y un grupo de compañías internacionales, está desarrollando e implementará un proyecto piloto en Chile que se espera sea la primera planta integrada, comercial, a escala industrial del mundo para producir combustibles sintéticos neutrales para el clima (e-fuels).

En la fase piloto, se producirán alrededor de 130.000 litros de e-fuel. En dos fases adicionales, la capacidad se incrementará a unos 55 millones de litros anuales de e-fuel para el 2024 y alrededor de 550 millones de litros anuales hacia 2026. Porsche será el principal cliente del combustible verde.

 Otros partners del proyecto son la compañía energética AME, la petrolera chilena ENAP y la energética italiana Enel.

El proyecto piloto “Haru Oni” en la provincia de Magallanes aprovecha las excelentes condiciones del viento en el sur de Chile para producir combustible climáticamente neutro con la ayuda de energía eólica. Como parte de la estrategia nacional de hidrógeno alemana y para apoyar elproyecto, Siemens Energy recibirá unos 8 millones de euros del Ministerio Federal de Economía y Energía, según anunció el ministerio.

Christian Bruch, CEO de Siemens Energy sostuvo que “el desarrollo de una industria de energía sostenible requiere un replanteamiento.  La energía renovable ya no se produce solo donde se necesita, sino donde los recursos naturales como el viento y el sol están disponibles en grandes cantidades. Esto significa que se crearán nuevas cadenas de suministro en todo el mundo para transportar energía renovable de una región a otra.

“ Esto es particularmente importante para Alemania que, al final del día, tendrá que importar energía para poder cubrir su demanda nacional. El hidrógeno jugará un papel cada vez más importante en el almacenamiento y transporte de energía en el futuro. El soporte del proyecto por parte del gobierno federal es una señal clave”, agregó.

Oliver Blume, CEO de Porsche destacó que  “la electromovilidad es una prioridad para Porsche. Los E-fuels para automóviles son un valioso complemento, si se producen en lugares del mundo donde hay un superávit de energía sostenible. Son un elemento adicional camino hacia la descarbonización.

Su ventaja radica en la facilidad de aplicación ya que los e-fuels pueden ser utilizados en motores de combustión e híbridos plug-in, y pueden hacer uso de la red de estaciones de carga existentes. Utilizándolos, podemos hacer una contribución a la protección del clima. Como fabricante de motores eficientes de alta performance, tenemos un amplio expertise técnico.

Peter Altmaier, Ministro de Economía alemán: “El hidrógeno es un elemento clave para lograr una transformación energética exitosa en todos los sectores. Por ello hemos planteado como objetivo en nuestra Estrategia Nacional del Hidrógeno el aprovechar las oportunidades del hidrogeno para el clima, la energía y la economía. Sabemos que nuestra demanda local no podrá ser satisfecha con producción propia, y que por ello debemos conformar alianzas internacionales.

 Me alegra entonces ver que Siemens Energy y Porsche construyan capacidades de producción en otros países junto a estructuras de importación de hidrogeno verde y sus derivados.

Siemmens Energy es integrador de sistemas cubriendo toda la cadena de valor, desde la generación de energía utilizando turbinas eólicas Siemens Gamesa, hasta la producción de hidrógeno verde y la conversión de combustible sintético.

ENEL  es cofundador de la planta, con foco en la energía eólica y la electrólisis. ENAP apoyará el proyecto aportando personal operativo, mantenimiento y logística.

Chile, con sus excelentes condiciones climáticas para la energía eólica y el bajo costo asociado de la electricidad, tiene un potencial muy alto en términos internacionales para producir, exportar y utilizar localmente hidrógeno verde.

 Para generar hidrógeno verde, los electrolizadores utilizan la energía eólica para disociar el agua en sus dos componentes, oxígeno e hidrógeno. En un segundo paso, se filtrará el CO2 del aire para luego combinarlo con el hidrógeno verde y formar metanol sintético. El resultado es metanol renovable que puede ser convertido en una gasolina amigable con el medio ambiente, utilizando una tecnología MTG (Methanol To Gasoline) a ser licenciada y soportada por ExxonMobil.

El presidente Alberto Fernández participó de la inauguración de la central térmica de generación de energía de YPF La Plata Cogeneración II (LPC II), cuya construcción requirió una inversión de 166 millones de dólares en el Complejo Industrial La Plata, y que permitirá abastecer de energía a 210 mil hogares.

El Presidente también visitó las instalaciones de Y-Tec, la empresa de investigación y desarrollo para la industria energética conformada por YPF y el Conicet, que cuenta con más de 250 profesionales y trabaja en 23 espacios de innovación tecnológica y científica.

Durante el acto, el jefe de Estado aseguró que “llegamos con la firme decisión de poner a la Argentina de pie, y ahora más que nunca vamos a reconstruir el país”. “Les propongo que pongamos en marcha una nueva etapa, que seamos capaces de construir otra normalidad con más justicia, más equidad, y en donde YPF siga creciendo para darnos la energía que necesitamos”, agregó.

Sobre YPF -de mayoría accionaria estatal- el mandatario reflexionó: “Estamos en presencia de una empresa que es la nave insignia de las empresas argentinas, que funcionó durante muchos años como motor del crecimiento argentino”, y destacó que “en los cuatro años pasados el daño que le hicieron a la compañía fue verdaderamente llamativo”.

Y añadió, “entendamos lo que YPF representa como potencial para el desarrollo de la energía, porque solo pensar que acá se produce la mayor parte del combustible del país y electricidad para los vecinos, habla de la importancia de esta empresa para el país”.

El Presidente estuvo acompañado por el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof; el ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva, Roberto Salvarezza; el secretario de Energía, Darío Martínez; el presidente del directorio de YPF, Guillermo Nielsen; y el CEO de la empresa, Sergio Affronti. También participaron los intendentes de Ensenada, Mario Secco; y de Berisso, Fabián Cagliardi. 

Por su parte, el gobernador bonaerense explicó que “Buenos Aires refina el 80 por ciento del petróleo que produce el país. Por eso, sentimos que todo esto nos hace una provincia petrolera”, al tiempo que reflexionó: “Esta obra la empezó Cristina y la termina Alberto Fernández después de un hueco en que las cosas se detuvieron y se abandonaron”.

En tanto, el secretario de Energía destacó que “la inauguración de la Central no solamente aporta al complejo industrial sino que lo hace cuidando y protegiendo el medio ambiente”, y subrayó “el esfuerzo de los trabajadores y de las pymes, y las empresas regionales, convierten en producción nacional todo este trabajo”.

Al exponer, el CEO de YPF informó que en la refinería “se producen naftas de altísima calidad, que han recibido una mención recientemente por parte de las 10 empresas norteamericanas más importantes por la calidad de los combustibles”. Y el presidente de la empresa remarcó “el impulso a la energía que se está llevando adelante en el país, y también a una nueva Ley de Hidrocarburos que nos va a permitir desarrollarnos”.

La central LPC II incorporará 90 Megavatios al parque generador y producirá 605 GWh por año para abastecer el sistema eléctrico argentino, además de aportar 200 ton/hora de vapor para el complejo industrial de YPF.

Su construcción generó un promedio de 300 puestos de trabajo por mes. Junto a LPC I, conforma el complejo de cogeneración más grande de la Argentina, con una generación de 271 MW de energía eléctrica, equivalente al consumo de 440 mil hogares.

Durante la recorrida por las instalaciones de Y-Tec, el Presidente se interiorizó sobre los detalles de la empresa que brinda servicios de análisis de roca (Y-Core), posee un laboratorio de microscopía electrónica y desarrolla el proyecto de nanotrazadores inteligentes Y-Trace. Funciona en el edificio dedicado a I+D más grande del país, que tiene 13 mil metros cuadrados , 47 laboratorios, 12 plantas piloto, y equipos de última generación.

El Complejo Industrial La Plata es el centro de producción de combustibles, lubricantes y productos petroquímicos más grande del país, y ocupa unas 400 hectáreas entre los partidos bonaerenses de Berisso y Ensenada. Es uno de los principales de su tipo en Latinoamérica, y emplea a más de 4.000 personas en sus instalaciones.

La Municipalidad de General San Martin, representada por su Intendente Fernando Moreira, y Naturgy, representada por su Gerente General Alberto González Santos, y su Director Comercial, Gustavo Latorre, firmaron un acuerdo para trabajar conjuntamente en acciones que promuevan la eficiencia energética en las industrias del Municipio.

Este acuerdo permitirá que ambas entidades pongan en común iniciativas ya vigentes en la materia, que posibilitarán una gestión más sustentable. El municipio de Gral. San Martín cuenta con su programa de Eficiencia Energética, a partir del cual realiza un diagnóstico de los consumos energéticos de las empresas, que incluye un perfil de consumo, análisis de consumos térmicos y eléctricos, y el sistema de gestión energética.

Naturgy, por su parte y por intermedio de la gestión del Área de Grandes Clientes, establecerá contacto con los principales consumidores de Gas Natural del municipio para obtener el interés de los industriales ofreciendo el análisis energético que realizará el municipio.

Además, también ofrecerá la colaboración de la unidad de Soluciones Energéticas de Natural Energy, comercializadora de Naturgy Energy Group, aportando su experiencia y conocimiento en materia de optimización energética.

Fernando Moreira, Intendente de Gral. San Martín sostuvo que “desde hace años, venimos llevando adelante distintas acciones articuladas con Naturgy, y hoy, a través de este convenio, estamos potenciando nuestro programa de Eficiencia Energética, con la mirada puesta en la gestión responsable y eficiente de los recursos naturales”.

“Entre los desafíos que nos presenta el mundo actual, está el ser cada vez más sustentables y eficientes en todos los consumos, incluido el energético. Por ello celebro iniciativas como el programa de Eficiencia Energética de Gral. San Martín, con quienes trabajaremos en conjunto para ofrecer más y mejores soluciones a los emprendimientos productivos del distrito”, afirmó Alberto González Santos, Gerente General de Naturgy.

Las empresas interesadas en conocer más sobre este servicio, pueden hacerlo comunicándose a soluciones@naturgy.com.ar. Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

A través del decreto 963/2020, el gobierno nacional designó a Soledad Manin al frente del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la primera mujer en estar a cargo del organismo, intervenido desde la asunción de la Administración Alberto Fernández.

Sobre su designación, Manin expresó que “me siento muy honrada por el desafío de ser la primera mujer convocada para conducir el ENRE. Asumo el compromiso de continuar y profundizar la tarea de fortalecer la defensa de los usuarios y usuarias; en este sentido, es fundamental darle impulso a una agenda participativa y de cooperación con los actores sociales involucrados en la promoción y protección de estos derechos”.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que “Soledad (Manin) tiene una trayectoria excelente, y es una profesional involucrada con los derechos del consumidores y los usuarios. Es un orgullo también que sea una mujer quien hoy conduzca al ENRE por primera vez en su historia”.

Por su parte el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, antecesor de Manin en el ENRE, sostuvo que “no tengo dudas que va tener un excelente desempeño, y estaremos en diálogo permanente para trabajar de manera coordinada y articulada. El ENRE es un organismo muy importante, y Soledad (Manin) es una gran profesional”, afirmó.    

Manin es abogada, investigadora y docente de la Universidad de Buenos Aires, especializada en Derecho Administrativo y en Derecho de Consumidores y Usuarios. Actualmente se desempeñaba como Coordinadora de Protección de Usuarios y Usuarias y Participación Ciudadana de la actual gestión del ENRE. Anteriormente se desempeñó en el Área de Servicios Públicos, Usuarios y Consumidores de la Defensoría del Pueblo de la Nación.

La demanda de energía eléctrica de octubre último registró una merma de 3,5% en comparación con el mismo período del año anterior, incluso con temperaturas ambiente inferiores a las del año pasado, indicó el informe periódico de la fundación Fundelec.

En el mismo sentido, el consumo de energía en Capital y el Conurbano bonaerense mostró un importante descenso, tanto en el área a cargo de EDESUR (-4,4%) como de EDENOR (-1,2%), tendencia que se evidenció en el resto del país, donde se presentó una caída general de 2,9%, según datos de CAMMESA.

Asimismo, hubo una importante caída en el consumo industrial y comercial que no se logró compensar con el ascenso en el consumo hogareño como ocurrió el mes pasado (setiembre). Así, octubre representó la tercera caída consecutiva del año, luego del descenso de agosto (-6,7%) y septiembre (-1,7%). Entre enero y octubre de 2020, el consumo eléctrico acumula una baja promedio de 1,5%.

En octubre de 2020, la demanda neta total del MEM fue de 10.007,5 GWh;  mientras que, en el mismo mes de 2019, había sido de 10.372,4 GWh . De la comparación interanual se evidencia un descenso de 3,5%.

 Asimismo, existió un decrecimiento intermensual que llegó al 0,4% respecto de septiembre de 2020, cuando había tenido una demanda de 10.042,9 GWh.  Esta caída interanual se da luego de leves ascensos en junio y en julio, pero una fuerte caída en agosto y septiembre de 2020.

Aunque existe un aumento de la demanda residencial, aún impactó en octubre la coyuntura del aislamiento preventivo por la pandemia del Covid-19 y la consecuente menor actividad comercial e industrial.  Esto se demuestra en la reducción del consumo en esos sectores de la actividad económica.

Según los datos de CAMMESA, se puede discriminar que del consumo total de este mes (octubre), el  45% (4.496,9 GWh) pertenece a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 27%  (2.737 GWh) y el industrial 28%  (2.773,6 GWh).  También, en comparación interanual, la demanda residencial ascendió  6,2%, la comercial cayó 8,6%, mientras que la industrial bajó 14,8% .

Asimismo, en torno al consumo de potencia, se puede destacar que la máxima demanda de potencia de octubre quedó a menos de 7.000 MW del record histórico y a poco menos de la mitad de la potencia instalada que informa CAMMESA:  19.659 MW es el máximo consumo de potencia de octubre, contra el record de 26.320 MW de febrero de 2018 y 40.139 MW de potencia instalada.

 La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido octubre de 2020) 5 meses de baja (abril de 2020, -11,5%;  mayo , -7,6%;  agosto , -6,4%;  septiembre , -1,7%; y octubre de 2020, – 3,5%) y  7 meses de suba (noviembre de 2019, 5%;  diciembre de 2019, 3,3%;  enero de 2020, 2,3%;  febrero , 1,3%; marzo , 9,3%; junio , 0,9%; y julio de 2020, 1,2%).  Hasta el momento, los diez meses del 2020 presentan una caída del  1,5%. En cambio, el año móvil (noviembre de 2019 a octubre de 2020) presenta un descenso de 0,4%.

En cuanto al consumo por provincia, en octubre, 13 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos: Chubut (-36%), Santa Cruz (-11%), Neuquén (-9%), Córdoba (-3%), Santa Fe , San Luis y  Tucumán (- 2%), EDELAP, Mendoza , Santiago del Estero y  EDEA (-1%), entre otros.

 En tanto, 11 provincias presentaron ascensos: Misiones (13%), Formosa (11%), Chaco (9%), EDEN (4%), Catamarca y La Rioja (3%), La Pampa  y Corrientes (2%),  Río Negro, Salta y, Jujuy (1%), entre otros. Mientras que Entre Ríos, San Juan y EDES mantuvieron sus consumos con respecto el año pasado.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron  31% del consumo total del país y totalizaron un descenso conjunto de 2,6%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 1,2%, mientras que en EDESUR la demanda descendió 4,4%. En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 2,9%, según datos provisorios de CAMMESA.

La temperatura media de octubre fue de 17.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 17.5 °C, y la histórica del mes es de 17.3 °C.

Acompañando el comportamiento de la demanda, la generación local presentó un crecimiento siendo 10.695 GWh para este octubre contra 10.593 GWh registrados en octubre de 2019. Además, la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja y presentó una caída. Se importaron 52 GWh para octubre de 2020, prácticamente de origen renovable y de excedentes hidráulicos.

En este sentido, la generación térmica y la hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, destacándose además el crecimiento en la participación de las energías renovables, superior a la energía nuclear.

La generación hidráulica se ubicó en el orden 2.222 GWh en octubre de 2020 contra 2.737 GWh en el mismo periodo del año anterior. Así, este octubre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 60,57% de los requerimientos.

Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron a satisfacer el 22,49% de la demanda, las nucleares proveyeron  6,43%, y las generadoras de fuentes alternativas  11,84% del total. Por otra parte, la importación representó el 0,48% de la demanda total.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 26-11)

 Según informó CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 26 de noviembre, es de 5,4% comparada con el mismo período de 2019. Aunque en la industria en total, para el mismo período, la caída sólo es de 0,7%, desde marzo hasta junio de 2020 existió una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse.

Si comparamos la tercera semana de noviembre de 2020 (ya sin aislamiento en la mayoría de las regiones del país) para días similares en cuanto a temperatura (para este caso 20.0°C, valor esperado para el periodo) y tipo de día (hábil), con respecto a los mismos días de noviembre 2019, en valores medios se observa una caída de la demanda total alrededor de 4%. Al igual que el mes de anterior, octubre de 2020 también fue alcanzado por el aislamiento (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) dispuesta desde el viernes 20/03/2020, impactando principalmente en la baja de la gran demanda.

 Ahora bien, observando la demanda GUMAs (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales del mes de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando hoy alrededor del 98% de su demanda previa.

 El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. En este mes se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, aunque no compensan las pérdidas de meses anteriores.  Además, las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a la extracción de petróleo, productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.  No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al 1,1%.

 Uno de los sectores que más se recuperó en el último mes es el de Petróleo y Minerales con una suba de 5,3%. Para la región del Gran Buenos Aires, que tiene la mayor demanda GUMAs+AUTO del país, se observa el  99% de su consumo previo al aislamiento. Los comportamientos del consumo volvieron a ser similares a la semana del 13 de marzo, previa al aislamiento que duró casi 8 meses.

Cuando restan pocos días para la primera subasta de provisión de gas natural local que se enmarcará en el nuevo Plan Gas Ar  (fijada para el 2 de diciembre),  el MEGSA licitó la compra de este insumo para las generadoras de electricidad (vía CAMMESA) durante diciembre. Registró 62 ofertas por un volumen total de 58.020.000 metros cúbicos día, con un precio promedio país de 2,32 dólares por MBTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de 2,82 dólares el MBTU puesto en el ingreso al Gran Buenos Aires (GBA).

Se trata de precios a la suba respecto de los registrados el mes pasado, considerando los mínimos y  máximos ofertados por productores que operan en las cuencas Neuquina, Austral, Golfo San Jorge y Noroeste.

Noviembre  había arrojado precios promedio de U$ 2,01 para el PIST y de 2,44 dólares por MBTU para el gas puesto en el GBA. El volumen ofrecido en las 72 ofertas presentadas en la subasta del mes pasado totalizó 59.790.000  metros cúbicos día.

Para proveer en diciembre el mayor número de ofertas (41)  fueron presentadas por productores de la Cuenca Neuquina y sumaron 38.930.000 m3/día. Le siguieron 13 ofertas desde Tierra del Fuego por 15.070.000  metros cúbicos día, 3 ofertas desde Chubut por 2.300.000 M3/día, 4 desde  Santa Cruz, por 1.520.000 M3/día, y 1 oferta desde la Cuenca Noroeste por 200 mil m3/día.

Los precios PIST mínimos y máximos registrados en la subasta para el gas de la Cuenca Neuquina fueron de 1,85 y 2,67 dólares por MBTU. Puesto en el GBA ése gas tendrá precios que van de 2,17 a 3,03 dólares el MBTU.

Para el gas natural de Tierra del Fuego los precios PIST ofertados fueron de 1,85 a 2,31 dólares por MBTU y su colocación en el acceso al GBA tuvo precios de 2,42 a 2,94 dólares por MBTU.

El gas de Chubut se ofreció a precios PIST de entre 2,51 y 2,55 dólares el MBTU, y a precios de 2,96 a 3,00 dólares puesto en el GBA.

El gas natural producido en Santa Cruz se ofreció a precios PIST de 2,33 a 2,36  dólares, y de 2,93 a 2,96 dólares por MBTU a su ingreso al GBA.

En el caso del gas de la cuenca Noroeste se cotizó a precios de 2,46 dólares en el PIST y de 2,94 dólares el MBTU en el GBA.

La subasta programada por la Secretaría de Energía para el 2 de diciembre será para la provisión de 70 millones de metros cúbicos diarios con destino a CAMMESA y a la Distribuidoras de gas, a suministrar desde enero de 2021 y hasta diciembre de 2024.

El nuevo plan anunciado por Energía, bajo la órbita del Ministerio de Economía, consistente en garantizar un volumen de producción por Cuenca (para yacimientos convencionales y no convencionales) con precios que surgirán de la subasta,  y respecto de los cuales se aplicará un subsidio (a la demanda) hasta garantizarles un precio que podría rondar un máximo de 3,70 dólares por MBTU para la cuenca Neuquina, y de 3,40 para las otras.

La fuerte recuperación de volúmenes de combustibles líquidos vendidos durante mayo y junio se interrumpió desde julio,  con un estancamiento en  gasoil y un crecimiento muy lento en naftas, en lo que podría configurar una especie de ‘nueva normalidad’ del mercado, indicó la cámara de expendedores  CECHA .

Su informe periódico con datos de octubre detalla que el volumen de ventas de gasoil en el mercado minorista, que había caído 25.9% entre febrero y abril, se recuperó 17.3% durante mayo y junio, y aumentó sólo 0.7% entre junio y octubre, quedó todavía 12.5% por debajo del nivel de febrero (prepandemia).

En el caso de las naftas, luego de la caída del 64.5% entre febrero y abril, el volumen se recuperó 72.2% en mayo y junio, y 16.2% adicional entre junio y octubre, quedando todavía 28.9% por debajo del  nivel  registrado en febrero.

El volumen total de ventas de combustibles líquidos, luego de la caída del 44.6% entre febrero y abril, se recuperó 34.4% en mayo y junio, y sólo 6.9% entre junio y octubre, quedando todavía 20.4% por debajo del volumen registrado en febrero.

“Este ritmo de recuperación es tan lento que, de continuar en el tiempo, las ventas totales recién recuperarían en diciembre de 2021 el nivel de febrero de 2020”, estimó el presidente de la entidad, Gabriel  Bornoroni.

“El volumen de GNC cayó 61.6% entre febrero y abril, se recuperó 72.7% entre abril y julio, y continuó creciendo muy lentamente desde entonces.  Es tan lenta esa recuperación, luego de una caída tan pronunciada que, de continuar a ese ritmo, recién en septiembre de 2022 se recuperaría el nivel de febrero de 2020”, añadió.

El directivo consideró además que “frente a la inquietud generada por los aumentos de precios de los combustibles líquidos registrados desde agosto, es importante tener en cuenta que se han producido luego de siete meses consecutivos sin cambios”. “En un contexto inflacionario, esto implica que los combustibles líquidos se han “abaratado” en comparación con la mayoría de los productos relevantes para los consumidores”, comentó.

“Efectivamente, el precio de la nafta super aumentó en los primeros 10 meses del año menos de la mitad de lo que aumentó el promedio de precios al consumidor (11.96% en el caso de la nafta super, 25.56% en el caso de los precios al consumidor), menos que 10 de los 12 capítulos que integran el Índice de Precios al Consumidor, y menos que todos los bienes que integran el subcapítulo de ‘alimentos’.

Documentos de trabajo de la CECHA anteriores vienen planteando la posibilidad de una “nueva normalidad” en el mercado del expendio de combustibles, con un volumen sustancialmente más bajo que antes de la irrupción de la pandemia de Covid-19 en Argentina.

Los nuevos datos oficiales disponibles, que incluyen el expendio de combustibles durante octubre de 2020, confirman aquella hipótesis.

En cuanto a la representatividad de la evolución de los volúmenes de venta a través del territorio nacional, para igual periodo y con igual base de referencia,  en la gran mayoría de las provincias ocurre un fenómeno similar: fuertes caídas entre febrero y abril, fuerte recuperación durante mayo y junio, y un estancamiento o recuperación muy lenta entre junio y octubre.

Tal vez la principal excepción es la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, que muestra una recuperación sostenida luego de la mayor caída registrada entre las distintas jurisdicciones, producto de sus particularidades no sólo como epicentro inicial de la pandemia sino también por su conformación demográfica y productiva.

El conjunto de las provincias parece haber ido convergiendo a un nivel común que equivale a casi el 80% del nivel de febrero, es decir, un 20% por debajo del nivel registrado en ese mes.

El volumen total de ventas de combustibles líquidos en el mercado minorista argentino , luego de la caída del 44.6% entre febrero y abril, se recuperó  34.4% en mayo y junio, y sólo un 6.9% entre junio y octubre, quedando todavía un 20.4% por debajo del volumen registrado en febrero.

“Esta  lenta recuperación durante los últimos meses se debe, casi exclusivamente, a la recuperación de volúmenes de naftas , ante el incremento casi nulo en los volúmenes de gasoil”, detalló el informe.

La producción y la demanda de energía a nivel regional durante la pandemia del Covid-19, las perspectivas de reactivación económica y de generación de empleos en la postpandemia, y la transición energética hacia fuentes renovables fueron los temas analizados por las delegaciones de los países miembro de la Organización Latinoamericana de Energia  (OLADE) en la Reunión de Ministros, que se activó desde Quito (Ecuador) en la modalidad virtual,  en el marco de la V Semana de la Energía.

La apertura de la sesión inaugural estuvo a cargo del ministro de Energía y Minas de la República Dominicana,  Antonio Almonte;  junto al ministro de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago -y Presidente entrante de la OLADE- Franklin Khan;  y el Secretario Ejecutivo de OLADE, Alfonso Blanco.

Almonte informó que el Organismo ofreció apoyo “a todos los proyectos vinculados a la aceleración de la transición energética de la región mediante el impulso de la integración de fuentes de energía renovables”. “En tal sentido, se promovieron mejoras en los sistemas de planificación energética y el fortalecimiento y armonización de los sistemas de información sectorial  mediante el desarrollo de herramientas específicas”, agregó.

El directivo explicó que había asumido la presidencia de OLADE en agosto al sustituir a  Antonio Isa Conde, que fue designado en el Ministerio de Energía y Minas de Dominicana. Tras su informe,  Almonte  entregó la Presidencia  a Trinidad y Tobago, representada por el ministro Khan, quien agradeció la tarea de su antecesor  “en el contexto de una pandemia que ha alterado los sistemas de gestión con los que normalmente nos movemos”.

Franklin Khan afirmó que “para Trinidad y Tobago es un placer reafirmar el compromiso con la OLADE ”  y señaló que  “a medida que las matrices energéticas evolucionan requieren de todo nuestro esfuerzo y enfoque para realizar una transición bien pensada y gestionada”.

La sesión inaugural de la Reunión de Ministros contó con las disertaciones de Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA) y de Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Fatih Birol, hizo hincapié en que en la Reunión de Ministros del año pasado -realizada en Lima, Perú-  “acordamos trabajar juntos para armonizar las estadísticas del sector energético,  columna vertebral de las buenas políticas energéticas, y seguimos trabajando para contar con información de buena calidad”.

Respecto a la actual crisis mundial, Faith Birol indicó que se está viviendo un “shock en el sector energético como no se ha vivido desde la Segunda Guerra Mundial”. “La demanda energética a nivel global ha disminuido este año el  5% aproximadamente. Después de la crisis financiera del 2008–2009 la demanda del consumo energético también descendió, pero el descenso de este año es 7 veces mayor”, puntualizó.

El directivo de la IEA señaló que “los mercados en el sector petrolero observan que este año la demanda descenderá  9% aproximadamente. Los mercados globales de gas tienen un descenso de 3%, el más grande en la industria”.

En este mismo contexto señaló que “una vez que hayamos controlado al virus y las economías se recuperen, el sector energético se va a recuperar, pero, va a tener obstáculos durante muchos años”.

Birol  también enfatizó que las emisiones globales descendieron aproximadamente  7 %, pero recalcó que esto ha sucedido no porque se han incorporado tecnologías nuevas de energía limpia, sino porque estamos sufriendo la pandemia”.

Además, afirmó que a nivel global las inversiones totales en energía están decreciendo en 20% comparados con los otros años, porque muchas empresas están en modo de supervivencia, disminuyendo las inversiones y el personal. “Estamos pasando por una gran ola de desempleo en el sector” agregó.

“La recuperación económica, que es la mayor preocupación de los gobiernos y la transición hacia energías limpias no son excluyentes, pero solo se podrán lograr si se implementan las políticas energéticas correctas” indicó.

Por su parte,  Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables, mencionó  que “la energía ya no es discutir sobre tecnología y costos, ahora es una estrategia de inversión en la transición, incluyendo cualquier prioridad económica y ambiental”.

Informó que en la agenda de IRENA para los próximos 3 años,  se estima invertir a nivel global más de 2 mil millones de dólares por año”. Indicó que “vemos un rol clave en la inversión, brindar apoyo a la innovación, como la economía de hidrógeno verde o nuevos procesos industriales”.

“Las Energías Renovables antes de la pandemia se estaban convirtiendo en la manera más conveniente de producir energía. No solamente compiten con la opción de combustibles fósiles, sino que también los mejora” señaló.

Diálogo Ministerial.

Como es habitual en la Reunión de Ministros, se realizó un conversatorio a nivel Político Ministerial sobre el rol que jugará el sector energético en el período post pandemia. Ello, con el  propósito de intercambiar visiones, y definir objetivos y líneas de acción para un abordaje integral de la problemática, que involucre las distintas realidades de una región diversa y multifacética.

En este espacio el Jefe de la División Energética del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, mencionó las acciones más relevantes consideradas durante el diálogo:

1.- Aplicación de medidas de contención al desplazamiento de la población; suspensión temporal de pagos, reducción de tarifas, y apoyo con capacitación para generar empleo en el sector.

2.- Renovables: Fundamental para promover la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e importante para la creación de nuevos empleos.

Se consideró la iniciativa “Renovables en Latinoamérica y el Caribe” RELAC para el interés común de varios países por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del incremento de la participación de las energías renovables. Se destacó la generación de energía solar y eólica por su aporte al crecimiento de la oferta energética en la región en el último año.

3.- Gas natural: El aprovechamiento del gas natural como combustible para apoyar la agenda de transición energética y la reactivación económica en el sector de hidrocarburos.

4.- Sector transporte:  Promover la transformación de este sector hacia el uso del gas natural y de la electricidad como propulsores.

5.- Integración: Se reconocer la importancia de la integración energética como mecanismo viable para superar la crisis, por su capacidad de mover inversiones.

6.- Promover la innovación en los sistemas energéticos de la región y la participación del Hidrógeno en la matriz energética.  Digitalización en el sector energético para mejorar su eficiencia.

7.- El papel de los organismos internacionales es fundamental para aliviar la crisis promoviendo estudios en el  sector, el financiamiento y el acompañamiento de políticas, regulaciones y proyectos  de carácter regional.

 El secretario de Industria, Ariel Schale, se reunió, en el marco del Acuerdo Económico y Social, con representantes de empresas y de los trabajadores de la industria del petróleo, gas y minería, para coordinar acciones que impulsen el desarrollo del sector.

“Esta cadena es parte vertebral de la política industrial del gobierno nacional” indicó Schale, quien señaló que el objetivo de estos encuentros es “identificar los temas coyunturales y del lado de la política pública, desde todos los ministerios intervinientes, poder encarar una mesa resolutiva y generar rápidos avances en el corto-mediano plazo y cambios estructurales a largo plazo”.

La tarea es impulsada por el Ministerio de Desarrollo Productivo y la agenda de trabajo incluyó la discusión de medidas para la internacionalización del sector, una evaluación de procesos para reducir costos operativos, la introducción de tecnología 4.0, el análisis del potencial suministro de las industrias nacionales como proveedoras en el marco del Plan Gas, y otras acciones para mejorar la productividad.

Además, se evaluaron posibles normativas para garantizar estándares de calidad, medidas para estimular el incremento de insumos de origen nacional y un esquema de financiamiento para el capital de trabajo.

De la reunión participaron el director del Grupo Argentino de Proveedores de Petróleo (GAPP), Leonardo Brkusic, el vicepresidente de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADMIRA), Luis Manini,  y el secretario general de la Unión de Obreros Metalúrgicos (UOM), Antonio Caló.

En la mesa de análisis y trabajo estuvieron también representantes de la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro-Energética (CAPIPE); la Cámara Patagónica de Servicios Petroleros (CAPESPE); la Cámara Empresarial Industria Petrolera y Afines de Neuquén (CEIPA); la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y el Cluster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba.

La distribuidora de gas natural por redes Naturgy puso en servicio una importante obra para el sistema de alta presión de la red que opera en el municipio bonaerense de Mercedes.

La inversión realizada consistió en la construcción de una Instalación de Punto de Entrega de 40.000 m3/hora, una planta reguladora de 35.000 m3/hora y un gasoducto de 26 kilómetros de extensión, infraestructura que se conectará al sistema existente.

Este Punto de Entrega tomará suministro de gas del gasoducto troncal NEUBA II de TGS. La planta reguladora, en tanto, tiene la función de reducir la presión del gas natural en el ingreso al área urbana de Mercedes, y así realizar la interconexión con el sistema de redes ya existente en la zona.

Estas obras de infraestructura permitirán garantizar el abasto, crecimiento y fiabilidad del sistema de alta presión en las localidades de Mercedes, Gowland, Luján, Jáuregui, Cortines y Olivera, que hasta el presente eran abastecidas por un ramal de alta presión proveniente del partido de Luján.

La inauguración contó con la presencia del Ministro del Interior de la Nación, Eduardo De Pedro; los intendentes municipales de Mercedes y Luján, Juan Ignacio Ustarroz y  Leonardo Boto, respectivamente; del Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez; del Interventor del ENARGAS, Federico Bernal; del Ministro de Infraestructura de la Provincia de Buenos Aires, Agustín Simone; y por Naturgy BAN su  Gerente General, Alberto González Santos, y su Directora de Comunicación, Bettina Llapur, entre otros.

Sobre la importancia de la obra, el ministro Eduardo De Pedro consideró que “esta inversión posibilitará que más industrias y comercios se establezcan en Mercedes y Luján, así como también que se desarrollen nuevos emprendimientos residenciales y se radiquen más familias”.

“Les agradezco al ministro De Pedro y a los intendentes de Mercedes y Luján. Para la Secretaría es importante participar y acompañar la inauguración de este tipo de obras, que no solo le van a mejorar la calidad de vida a los mercedinos y a las mercedinas, sino que, además, van a implicar el desarrollo de nuevos emprendimientos productivos, de PyMEs e industrias, que va a generar más empleo y fortalecer nuestro mercado interno”, sostuvo el secretario Darío Martínez.

Federico Bernal, Interventor del ENARGAS, dijo: “Con esta obra se expande el servicio público de gas por redes, promotor de derechos humanos para los argentinos y las argentinas. Con estos 26 kilómetros de gasoductos y el City Gate en Mercedes, se consolida el gas natural como herramienta de desarrollo socioeconómico, productiva e industrial”.

Por Naturgy BAN, su Gerente General, Alberto González Santos afirmó: “La inauguración de esta nueva infraestructura es un hito para la compañía, ya que nos permite ampliar nuestro servicio en la zona y con ello posibilitar la instalación y desarrollo de nuevas industrias, y mejorar la calidad de vida de los vecinos”.  Por su parte, Bettina Llapur, Directora de Comunicación, agradeció a todo el personal que participó de la construcción de estas nuevas instalaciones y remarcó el carácter inclusivo de las redes de gas que posibilitan nuevas y mejores oportunidades para la población.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la 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 a su cargo asciende a 26.200 kilómetros.

Las empresas productoras de petróleo y gas integrantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) manifestó su respaldo al Plan de Promoción de la Producción del Gas natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024, puesto en marcha por el Gobierno Nacional como parte de su política energética a nivel federal.

“El Plan Gas 2020-2024 constituye una política adecuada para incrementar la producción local de gas natural con el objetivo de satisfacer la demanda interna y disminuir las importaciones”. “ Asimismo, constituirá un efecto multiplicador en términos de empleo y actividad, como así también en el pago de impuestos nacionales, regalías e ingresos brutos para  las provincias”, señaló la entidad.

En ese marco, las empresas de la CEPH destacaron que la convocatoria a la subasta para la provisión de 70 millones de m3 diarios de gas natural (más una cantidad adicional para enfrentar los picos de consumo invernales) por el período de vigencia del Plan Gas 2020-2024, “es una señal positiva para el sector privado”.

“Este tipo de iniciativas resultan indispensables para garantizar las operaciones de gas natural en el país y ayudan a generar las condiciones necesarias para el aseguramiento de un suministro sustentable y seguro de gas natural. Todo ello en un marco de mecanismos de comercialización que, de conformidad con la normativa vigente, garanticen la agilidad, transparencia y eficiencia en la formación de los precios del gas natural”, refirió la CEPH en un comunicado.

Por su parte, la Cámara Argentina de la Energía (CADE) expresa su apoyo al lanzamiento del Plan dispuesto a través del DNU 892/20 y a la Resolución 317 de la Secretaría de Energía.

“Las empresas que integran CADE entienden que la convocatoria a la subasta para la provisión de gas por el período de vigencia del Plan es una señal valiosa e importante para el sector privado”.

“El Plan Gas tiene el potencial para convertirse en una herramienta que detenga la declinación de los pozos de gas y estabilice la producción, asegurando la cobertura de las necesidades del mercado doméstico,  disminuyendo las importaciones”, expresó la entidad.

Las empresas nucleadas en la CADE representan a todo el espectro de la industria petrolera y ratificaron su “vocación de trabajar en conjunto con el Estado Nacional y las provincias con el objetivo de desarrollar todo el potencial energético que tiene nuestro país, mediante un marco regulatorio estable y previsible, precios en línea con los internacionales para toda la cadena y un marco fiscal sostenible y competitivo con el mundo”.

Con un primer foco en la energía generada por los hidrocarburos, en especial el petróleo y gas de Vaca Muerta, CADE abarca toda la cadena de producción, desde la exploración, la producción y el transporte hasta los complejos industriales de refinación y la distribución comercial en todas sus etapas.

Por Santiago Magrone

En el marco del Plan Gas Ar, la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, convocó a un Concurso Público Nacional, que se realizará el 2 de diciembre, para la adjudicación de un volumen de gas natural de 70 millones de metros cúbicos por día, durante los 365 días de cada año calendario entre el 1 de enero de 2021 y el 31 de diciembre de 2024, en base al esquema aprobado por el decreto 892/2020 , y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales comprendidos en dicho período.

La subasta de volúmenes y precios del gas proveniente de las distintas cuencas del país (de reservorios convencionales y no convencionales) será en los términos del Pliego de Bases y Condiciones (Anexo I) del “Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino- esquema de oferta y demanda 2020/2024”, indicó la resolución 317/2020 publicada en el Boletín Oficial.

La convocatoria esta siendo notificada vía sistema de Trámite a Distancia (TAD) a todas las empresas productoras inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Sección Productoras, creado por la Disposición 337/2019 de la ex Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles del ex Ministerio de Hacienda, y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), al tiempo que se envió nota a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y a la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) “a efectos de convocarlas a participar del procedimiento de oferta y competencia”.

El secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que “la firma del decreto fue la orden presidencial para que se ponga en marcha nuevamente la  producción de gas en Argentina”. Y agregó que “estaremos abriendo las ofertas el 2 de diciembre, y estimamos adjudicar a mediados de mes”.

Martínez declaró que “el respaldo del Ministro (Martín) Guzmán, y el gran trabajo del equipo de la Secretaría nos permite estar convocando la subasta por cuatro años del Plan Gas.Ar. Esta resolución se materializará en más equipos perforando, trabajo, inversiones y producción”.

El 2 de diciembre las productoras podrán presentar sus ofertas, donde además de la propuesta de precio y volumen, deberán detallar el plan de inversiones con la curva de producción y su incremento estimado para 2024. Además, en la misma presentación deberá reflejarse el aumento en las contrataciones de pymes locales, regionales y nacionales, cuyo incremento de participación a lo largo del programa deberá ser de entre 30 y 40 por ciento, detalló Energía.

El Plan Gas.Ar tiene como objetivos aumentar la producción nacional de gas natural, sustituir importaciones y garantizar el abastecimiento del mercado interno, y al mismo tiempo aumentar el nivel de actividad, generando empleo en el sector de los hidrocarburos y los industriales asociados, incentivando de manera virtuosa la actividad económica de las regiones productoras.  

Según el cronograma detallado en la reglamentación, la adjudicación del llamado a concurso se realizaría el 15 de diciembre y la entrada en vigencia del Esquema 20/24 con los precios surgidos de la subasta, a partir del 1 de enero de 2021.

La subasta determinará un orden de prioridad por precio y volumen de gas a suministrar a distribuidoras y generadoras de electricidad.El Estado nacional pagará una parte del precio que arroje la subasta, para contener tarifas.

Las empresas distribuidoras y/o subdistribuidoras interesadas en adherir al esquema de oferta y demanda establecido en el Decreto 892/20 deberán remitir una nota de adhesión por el sistema TAD, y se entenderá que sus obligaciones como adherentes se generarán a partir de la firma de los contratos que deberán suscribir las empresas productoras y CAMMESA.

La resolución 317 contiene anexos los modelos de contratos referidos ( de CAMMESA con las empresas productoras de gas natural, y el que deberán suscribir las productoras y las licenciatarias de distribución y/o subdistribuidoras).

El artículo 5 de la misma resolución aprueba además “el  Modelo de Renuncia a los Beneficios de las Resoluciones 46/2017, 419/2017 y 447/2017”, todas del ex Ministerio de Energía y Minería (MINEM) que deberá ser remitida, de corresponder, mediante el sistema TAD, de conformidad con lo dispuesto por el Decreto 892/20.

En los considerandos de la resolución se sostiene que el Plan de Promoción (Decreto 892/20) “promueve complementar dicho esquema con el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales creado por las resoluciones 46, 419 y 447/2017del ex MINEM, con los objetivos de que los volúmenes adicionales a los allí involucrados queden incorporados en dicha iniciativa de acuerdo con sus términos y condiciones.

También, que la inversión del Estado Nacional durante la vigencia de dicho Programa redunde en precios competitivos y se dé forma a un solo mercado de gas con precios uniformes, y que se contemplen los derechos de quienes en la actualidad son beneficiarios o beneficiarias de ese Programa de Estímulo.

En ese sentido, el nuevo Plan de Promoción “ha previsto una serie de opciones de ingreso con el fin de igualar las condiciones de partida de todos los productores o todas las productoras, a la vez que se establecen medidas que comenzarán a tener vigencia al momento de finalización del citado Programa (de Estímulo) el 31 de diciembre del año 2022”, se indicó.

La resolución que activa la subasta designó como miembros de la Comisión Evaluadora del Concurso Público Nacional a Federico Luis Amadeo; Sebastián Fernando González y Nicolás Ramón Taiariol.

Asimismo, el artículo 7 de la resolución crea la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” (VAN) con el objetivo de realizar el seguimiento, control y sanción de lo establecido en este sentido en el Decreto 892/20. La referida Mesa elaborará informes sobre la evolución de los compromisos de inversión y de incremento proporcional y progresivo del Valor Agregado Nacional (VAN) y los pondrá en consideración de la Secretaría de Energía.

En el mismo orden, se invitó al Ministerio de Desarrollo Productivo, al Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, a las provincias que adhieran al Plan y a las organizaciones de trabajadores y empresariales del sector que así lo soliciten, “a conformar dicha instancia técnica de trabajo colaborativo”.

La Subsecretaría de Hidrocarburos sistematizará la información presentada por las empresas productoras respecto de sus compromisos con el VAN, y pondrá la información a disposición del conjunto de la cadena de valor de los hidrocarburos a nivel federal.

A los efectos de dar cumplimiento a los compromisos con el VAN no se considerarán empresas “locales, regionales y nacionales” a aquellas personas jurídicas controladas accionariamente, directa o indirectamente, por las empresas productoras de gas natural, puntualizó la resolución 317.

Energía justificó el nuevo Plan de subsidio estatal parcial al precio del gas natural señalando que apunta a “sustituir importaciones por 30.000 millones de metros cúbicos de gas natural,  lo cual supone un ahorro en divisas de 9.000 millones de dólares y un ahorro fiscal de 2.500 millones de dólares”.

“El incremento total de la recaudación nacional, provincial y municipal derivada de la aplicación del esquema se estima en U$ 3.486 millones, se viabilizarán U$ 5.000 millones de inversiones en producción de gas natural, y se promoveran exportaciones de gas natural por U$ 800 millones de dólares”.

Las petroleras YPF y Shell concretaron un “ajuste diferencial de precios” para sus combustibles desde el primer minuto del lunes 23 de noviembre que se tradujo en un aumento promedio país del 2,5 y del 3 por ciento, respectivamente, siendo algo mayor en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, informaron las compañías.

Al respecto, YPF cuantificó el incremento en la CABA en 2,85 %, explicando que tal criterio “se encuentra en línea con la decisión de ir recortando brechas entre la Capital Federal y el resto de las provincias” donde los precios de las naftas y gasoils resultaban mas altos desde hace varios años, siendo esto explicable sólo parcialmente por los costos de la logística del transporte hacia las bocas de expendio.

Con el incremento dispuesto por YPF, la compañía con mayor participación en el mercado local, los nuevos precios de referencia para la CABA son de 63,60 pesos el litro de la nafta Súper, 73,40 pesos para la nafta Infinia (premium), 59,40 pesos para el litro del Diesel500, y 69,50 para el Infinia Diesel.

En el caso de Shell sus nuevos precios son 64,56 pesos para la nafta Súper, 74,90 pesos para la nafta VPower, 61,79 pesos para el litro de Fórmula Diesel (común) y de 70,89 para el VPower Diesel.

Con este, se trata del tercer ajuste de precios para estos combustibles dispuesto para las refinadoras desde agosto último, luego de haber estado sin cambios desde el último trimestre de 2019.

Una situación similar atraviesan otras principales compañías del mercado local, por caso Axion, por lo que es dable esperar que también mueva sus precios en las próximas horas.

A estos ajustes en los precios de los combustibles se sumaron incrementos por efecto de la actualización del Impuesto a los Combustible Líquidos (ICL), y del precio de los biocombustibles (bioetanol y biodiesel) que se utilizan para el corte al 10 por ciento en el caso del diesel, y al 12 por ciento en las naftas.

La Secretaría de Energía parece estar siguiendo así una secuencia de actualizaciones de los componentes del precio de los combustibles que procura morigerar su impacto en otros precios de la economía, también atenta a la relativa estabilización del precio internacional del petróleo, en torno a los 43 dólares el barril en el caso del Brent.

El Directorio del Banco Central de la República Argentina (BCRA) aprobó las condiciones para el acceso libre al mercado de cambios de las empresas que participen del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural 2020-2024.

Ello, para la repatriación de las inversiones, las rentas que generen y el vencimiento de capital e intereses de endeudamientos financieros por las inversiones concretadas a partir del 16 de noviembre de este año.

El plan fue creado por el Decreto 892/2020 y delegó en el BCRA las condiciones para que puedan acceder al mercado oficial las empresas que participan de proyectos enmarcados en el “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino-Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”.

El Directorio estableció que las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos a accionistas no residentes a partir de cumplirse el segundo año de la inversión y cuando correspondan a balances cerrados y auditados, y por un monto que no supere el que les corresponda según la distribución determinada por la asamblea de accionistas.

Para la cancelación del vencimiento de servicios de capital e intereses de endeudamientos con el exterior, se exigirá que el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los 2 años.

En el caso de repatriación de inversiones directas de no residentes se permitirá a partir del segundo año hasta el monto de los aportes de inversión directa liquidados en el mercado de cambios.

En el caso de reducción de capital y/o devolución de aportes irrevocables realizadas por la empresa local, se habilitará el acceso al mercado de cambios cuando se cuente con la documentación que demuestre que se han cumplimentado los mecanismos legales previstos y haya verificado que se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del “Relevamiento de activos y pasivos externos”.

En todos los casos, la entidad deberá contar con la documentación que le permita constatar el carácter genuino de la operación a cursar y que los fondos fueron destinados a financiar proyectos comprendidos en el Plan Gas.

El lunes 16 de noviembre se publicó el Decreto 892/2020 denominado “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – esquema de oferta y demanda 2020-2024” mediante el cual se Declara de interés público nacional, y como objetivo prioritario, la promoción de la producción del gas natural.

El nuevo Plan Gas representa el séptimo plan de incentivos a la
producción de hidrocarburos implementado en los últimos ocho años.

En agosto el IAE Mosconi emitió un Comunicado sobre el Plan Gas alertando sobre las posibles implicancias fiscales, productivas y tarifarias de este plan. Ante la reciente publicación del decreto 892/2020, y quedando aún pendiente aspectos relevantes a reglamentar por parte de la
Secretaria de Energía, el IAE Mosconi considera oportuno fijar su posición al respecto:

1. El plan presenta un costo fiscal y tarifario indefinido. El Presupuesto nacional aprobado en el Congreso de la Nación subestima el verdadero costo fiscal del Plan Gas al otorgarle un crédito de aproximadamente USD 200 millones para el año 2021 mientras el gobierno ha estimado un costo fiscal directo de USD 1.491 millones para el año siguiente.

A esto debe sumarse las mayores erogaciones fiscales indirectas a
través de los subsidios a CAMMESA vía un incremento en el precio del gas para la generación eléctrica que podría llevar el costo fiscal total del plan a superar los USD 2.000 millones en el año 2021.

Los precios de referencia del Plan implican el aumento de un 40% en dólares del precio del gas que hoy paga la demanda prioritaria y de un 30% del que pagan las usinas. Estos aumentos tendrán efectos en el volumen de subsidios económicos de los próximos años y en la evolución de tarifas finales de gas natural y energía eléctrica.

2. Definiciones relevantes en la instrumentación del plan quedan pendientes de reglamentación.
3. El esquema de abastecimiento a las Distribuidoras, es decir a los usuarios residenciales, se definirá en una subasta cuyo diseño no se conoce. Solo una proporción de ese precio será trasladado a tarifas finales, una función a cargo de Entes reguladores intervenidos y que a poco de cumplir un año de funciones todavía no han concluido la auditoria de la revisiones tarifarias integrales ni tampoco han convocado a realizar revisiones extraordinarias, tareas encomendadas por la Ley de emergencia vigente.
4. Por lo tanto, el Plan Gas se implementará sin tener definida una política tarifaria clara y previsible mientras que, por otro lado, genera amplios márgenes de discrecionalidad contrarios a los marcos regulatorios vigentes y con implicancias directas no solo en las empresas de servicios regulados, sino también en las facturas que deben pagar los usuarios y en futuras contingencias fiscales para el Estado Nacional.

También permanece pendiente de reglamentación la implementación de “garantías” de pago de las compensaciones del Plan, vía el otorgamiento inédito de Certificados de Crédito Fiscal en moneda extranjera y la modalidad en que la industria tendrá acceso al mercado libre de cambios para el ingreso de inversiones, y el pago de deudas financieras y/o
dividendos. Dichas garantías nunca fueron aplicadas en los planes anteriores y revelan la percepción de riesgos del sector privado en relación con el riesgo cambiario y de cobrabilidad de los compromisos asumidos por el gobierno nacional.

No deberían sacarse conclusiones de largo plazo en base a crisis agudas de coyuntura.

La producción de gas natural en Argentina estaba creciendo antes de la pandemia de manera desigual: mientras caía estructuralmente la producción convencional, la no convencional crecía reemplazándola. La extensa cuarentena desplomó la demanda y la producción, sin embargo es importante diferenciar, para un correcto diseño de la política
energética, una caída estructural de una coyuntural de la producción. En este sentido, cualquier plan de promoción a la producción de gas natural debe encontrar fundamento en las causas que provocan su retroceso estructural.

Es necesario evaluar condiciones de coyuntura y evitar tomar la caída de la producción durante la cuarentena e inferir que continuará con una tasa de declino similar. Esto se debe a dos razones fundamentales: a) porque se hace sobre la base de una demanda de gas natural notablemente reducida por causas exógenas a las propias actividades demandantes, y b) porque la caída en la producción de petróleo en las Cuencas Neuquina, Golfo San Jorge y Cuyana2 ha provocado una reducción significativa del “gas asociado” y por lo tanto una reducción de la oferta total de gas natural. Esto puede implicar, entre otras cosas, una sobre estimación de la importación de gas.

Durante la pandemia, un total de cinco empresas que abarcan el 50% de la oferta de septiembre de 2020 tuvo aumentos en la producción de gas de alrededor del 13% respecto al mismo mes del anterior y algunas de ellas han logrado incluso que su producción acumulada durante la cuarentena haya sido mayor a iguales meses del año anterior.

Esto es una situación paradójica debido a que uno de los principales argumentos para la implementación del Plan Gas 4 es que en ausencia de éste la producción caería aceleradamente.

A partir de la aplicación de este plan, más del 70% de la producción local de gas natural recibirá subsidios y, a su vez, más del 50% de la generación eléctrica demandará subsidios incrementales a partir del precio de su principal insumo de generación.

OTROS ASPECTOS FUNDAMENTALES

 El decreto no se presenta con las características de un Plan, cuyas pautas y objetivos deberían ser objeto de un documento técnico y publico de la Secretaría de Energía que justifique la aplicación de fondos públicos, que presente proyecciones de producción, precios, inversiones, costo fiscal total y asociado y potencial ahorro de divisas anunciado vía reducción de importaciones. Un plan sin información se transforma en un acto de fe y no
debería considerarse un Plan como tal.

 Según los datos de producción relevados por el informe de tendencias del IAE Mosconi, deberían revisarse los fundamentos por los cuales el Gobierno estima que en ausencia del Plan Gas 4 las importaciones crecerían de forma exponencial.

 Esta nueva versión del Plan Gas define condiciones a la oferta de gas para los próximos cuatro años sin tomar en cuenta el contrato vigente de abastecimiento con Bolivia tanto en precio como en cantidades, un ítem absolutamente relevante para el consumo doméstico.

 Sin dudas los contratos de mediano plazo dan certidumbre a la inversión y las subastas competitivas son el mejor mecanismo de fijación de precios, sin embargo, contractualizar precios por cuatros años en el marco de una de las mayores crisis económicas que registre la historia de nuestro país no implica otra cosa que perpetuar en el tiempo sobrecostos coyunturales derivados de: el costo de capital, la escasez de divisas, los altos niveles de
inflación doméstica, que afectarán el resultado de la subasta y que deberán pagar los usuarios residenciales o los contribuyentes a través de sus facturas o de mayores subsidios.

Comisión Directiva del IAE “Gral. Mosconi”.
Viernes 20 de noviembre de 2020.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta para IEASA referida al  aprovisionamiento de gas natural a la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) del Uruguay en el período diciembre 2020 – abril 2021.

Bajo la modalidad de sobre cerrado se recibieron 5 ofertas y el vendedor adjudicado ofreció un precio de 2,79 U$/MMBTU en City Gate (GBA). Los volúmenes comprometidos fueron de 350.000 m3 diarios para los meses de diciembre a marzo, y de 370.000 para abril 2021.

Resultaron relegadas cuatro ofertas con precios que fueron de 2,84, 3,65, 3,75 y 4,04 dólares por MBTU.

La Secretaría de Energía no prevé renovar el esquema del “Barril Criollo” para las transacciones entre productores y refinadores locales ya que estima que el precio internacional del petróleo (Brent) tomado como referencia “se mantendrá en lo que resta de este año y en el 2021 en torno a los 45/50 dólares”.

Así lo indicó el Secretario Darío Martínez, quien destacó además la importancia que tiene para el sector la decisión de continuar con el criterio de “retención cero” actualmente vigente para las exportaciones de crudo, que alcanzaron un importante volumen.

El Secretario rescató la importancia del “Barril Criollo” activado en abril (a  45 dólares ) para sostener producción, empleos en el sector y regalías para las provincias productoras en momentos de fuerte baja en la cotización internacional del crudo en el marco de la Pandemia del Covid 19. Pero el esquema quedó superado cuando el barril del Brent alcanzó dicho nivel de precio durante más de diez días consecutivos, tal como lo establecía la resolución respectiva.

“Aplicar el Barril Criollo fue una decisión acertada en su momento entendiendo que en la Argentina se sostiene la actividad y el empleo aún cuando el precio del  petróleo baja,  pero también que cuando se recupera no se puede desconocer el esfuerzos realizado y pretender llevar los precios a cualquier nivel”, explicó en declaraciones periodísticas.

Con relación al Plan Gas  Ar que acaba de oficializarse, el funcionario señaló que  “en cuanto a producción de gas tenemos un declino importante y ahorra el plan nos permitirá frenar ese declino, incrementar la producción por Cuenca, en yacimientos convencionales y no convencionales, además del off shore”.

“Es inminente la apertura de la licitación (para el Plan Gas)”, puntualizó en relación a la presentación de ofertas de volumen y precios por parte de las empresas productoras, con vistas a la provisión en firme de gas natural por hasta 70 millones de metros cúbicos diarios a partir de mayo de 2021, principalmente con destino a la CAMMESA, para generación.  

“La idea es que le vaya bien a la industria y a todos en el largo plazo, con reglas estables,  y no volver a cometer errores con políticas que sólo beneficiaron a unos pocos productores”, remarcó Martínez, quien destacó la determinación del gobierno nacional de “volver a generar confianza en todos los que se desempeñan en el sector,  entendiendo que en política energética se toman decisiones cuyo desarrollo y resultados son a mediano y largo plazo”. “Nadie con nuestras decisiones se va a salvar en poco tiempo , hay que tener visión de largo plazo”, advirtió al sector empresario.

En diálogo durante el ciclo “Energía presente y futuro” (Ambito Debate) el funcionario destacó el “esfuerzo fiscal que va a hacer la Argentina (al subsidiar parcialmente el precio del gas a los usuarios consumidores)  pero remarcó que ello se compensará con la incorporación de mayor valor agregado nacional, mas inversiones, y empleos directos e indirectos en toda la industria del gas”.

Acerca de las exportaciones del fluído, Martínez refirió que se están evaluando la posible venta del gas a Brasil, pensando en la viabilidad o no de un esquema a diez- quince años para suministro de gas argentino a la industria brasileña, lo que haría razonable la construcción de un gasoducto (o ampliaciones de los sistemas existentes) hasta el sur brasileño. “Estamos trabajando en el tema con nuestra Cancillería y con el ministerio de Energía de Brasil”, comentó..

Acerca de las ventas de gas a Chile, comentó que también se analiza mayores ventas, “pero en este caso es diferente porque ya hay capacidad de evacuación” hacia ése destino . “Se trata de tener precios que sean rentables, generar divisas y trabajo”, señaló.

Martínez refirió que “no debería verse a Vaca Muerta como la salvación de la Argentina”. “Contiene reservas importantes de hidrocarburos que se necesitan internamente y también para exportar,  pero esto último depende de la situación del mercado internacional” remarcó.

“El gobierno nacional apunta a constituir un sistema federal energético,  no solo en gas, producir la energía necesaria para el país a un precio accesible para la industria y para el usuario en general, y generar divisas”, resumió el funcionario, quien destacó que “ya se están subiendo equipos (de perforación, terminación, producción) y creo que viene un horizonte de precios interesante para la actividad”.

Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, ha informado sobre el progreso de sus ambiciosos objetivos de sostenibilidad.

Como parte de sus compromisos de sostenibilidad para el período 2018-2020, Schneider Electric mide su impacto ambiental y social mediante un informe, el Impacto en la Sostenibilidad de Schneider (SSI), que mide el progreso de la compañía en 21 indicadores alineados con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas. En el tercer trimestre de 2020, la compañía ha alcanzado una puntuación de 8,63 sobre 10, frente al 7,71 de los tres meses anteriores. Estos resultados demuestran que los retos económicos y sanitarios globales que están marcando el 2020 no han cambiado el compromiso de la compañía para trabajar hacia un mundo más sostenible e inclusivo.

“Estamos orgullos de los logros que hemos alcanzado en sostenibilidad a pesar de las circunstancias que estamos viviendo este año, pero no podemos quedarnos aquí. Consideramos nuestra responsabilidad el seguir mejorando nuestras operaciones y los productos y servicios que ofrecemos a nuestros clientes. A medida que nos acerquemos a nuestras metas para 2018-2020 y en el momento de fijar nuevos objetivos para 2021, seremos aún más ambiciosos,” asegura Olivier Blum, Chief Strategy and Sustainability Officer de Schneider Electric. “Ahora más que nunca, es crucial que compañías, gobiernos y comunidades colaboremos, no solo para seguir trabajando en favor de la descarbonización global, sino también para acelerar esa transición”.

Resultados destacados

Cerca del 80% de la electricidad procede de fuentes renovables. A lo largo de los años, Schneider Electric ha ido aumentando progresivamente sus ya ambiciosos compromisos climáticos. En este sentido, durante la Semana del Clima 2020, la compañía se comprometió a lograr la neutralidad de carbono en toda su cadena de valor para 2040, diez años antes que el objetivo fijado por el Acuerdo de París.

Schneider Electric está en camino de cumplir su objetivo de obtener el 80% de su electricidad a partir de fuentes de energía renovables. A 30 de septiembre, el porcentaje alcanzado era del 65%. Como resultado, en los últimos dos años, el Grupo ha reducido las emisiones de CO2 de sus operaciones más de 250.000 toneladas, lo que ha contribuido a obtener el reconocimiento “Clean Energy Trailblazer” en los premios RE100 Leadership Awards otorgados por The Climate Group, que reconocen a aquellas empresas que contribuyen a acelerar el futuro de la energía limpia.

Residuos

Una parte importante de la visión de sostenibilidad de Schneider Electric consiste en fomentar una economía circular. En lo que respecta a sus operaciones, esto implica impulsar los esfuerzos de reducción, reutilización y reciclaje para alcanzar mayores eficiencias y reducir el impacto ecológico de la compañía.

Al final del tercer trimestre, Schneider Electric ha casi alcanzado su objetivo “200 instalaciones que envían hacia cero residuos en vertederos”, con 193 instalaciones conseguidas. Esta etiqueta, definida internamente como TZWL, requiere que las instalaciones de Schneider Electric desvíen al menos el 99% de los desechos metálicos y el 97% de los no metálicos de los vertederos. Además, el 100% del tratamiento de los residuos peligrosos de una instalación debe cumplir con rigurosos estándares ambientales. Todo esto ha permitido ahorrar más de 350.000 toneladas de residuos a los vertederos desde 2018.

Las tasas de incidentes

Schneider Electric ha alcanzado mejoras continuas en cuanto a seguridad. Ahora, la tasa de incidentes médicos de la compañía se sitúa en 0,56 por 1 millón de horas trabajadas, frente al 0,79 de finales de 2019. Estos resultados se han alcanzado gracias a una serie de actividades llevadas a cabo en toda la organización por parte de los equipos de seguridad. Además, la compañía ha lanzado campañas trimestrales de salud y seguridad para incrementar la comunicación y la concienciación sobre la importancia de la salud y la seguridad en el lugar de trabajo.

Credenciales sociales y ambientales

Schneider Electric opera una de las cadenas de suministro más sostenibles a nivel global, tal como indica Ecovadis, plataforma de clasificación que evalúa el rendimiento social y ambiental de más de 50.000 compañías de todo el mundo.

La red de proveedores estratégicos de Schneider Electric obtuvo una puntuación agregada de 56,7/100 en Ecovadis, lo que representa un aumento de 5,6 puntos respecto a 2017 y supera el objetivo de tres años de la compañía y el promedio de 43/100 obtenido por las empresas analizadas por la plataforma. Schneider Electric está comprometida a seguir apoyando y asesorando a sus partners para ayudarles a mejorar su puntuación.

La importancia de realizar proyectos energéticos en la agricultura

Este trimestre, el Programa de Acceso a la Energía de Schneider Electric, que se esfuerza por facilitar el acceso universal a la energía mediante formación, soluciones innovadoras e inversiones, muestra un incremento en su rendimiento, doblando su facturación con respecto a 2017.

El equipo de Acceso a la Energía sigue realizando un trabajo importante. En este sentido, el próximo mes lanzará una serie de eventos digitales que presentarán a partners y proyectos claves. Estos Webinars facilitarán un foro para el debate abierto con agentes de cambio, que compartirán su visión, conocimientos sobre soluciones y recomendaciones sobre cómo acelerar el avance hacia un acceso universal a la energía. El primer evento está previsto que se celebre el 3 de noviembre y se centrará en un proyecto de energía productiva para la agricultura.

“Los resultados no financieros obtenidos en el tercer trimestre muestran que seguimos trabajando mucho para alcanzar nuestros objetivos de 2020. Estamos muy orgullosos del sentido de colaboración y confianza en nuestro ecosistema de partners, clientes y comunidades locales de todo el mundo,” afirma Gilles Vermot Desroches, Sustainability Senior VP de Schneider Electric. “Estos excelentes resultados, que llegan en medio de un contexto muy complejo, muestran que seguimos priorizamos nuestra contribución a los ODS de la ONU.”

El gobierno nacional oficializó, a través del decreto 892/2020, la puesta en marcha del  Plan Gas  IV que ya había anunciado en octubre  para promover la producción de gas natural de yacimientos convencionales y no convencionales del país. Tendrá vigencia hasta el año 2024 inclusive,  contempla un esquema de oferta y demanda, y el abasto será mediante subastas por volúmenes y precios entre las empresas productoras de este insumo energético.

Activado ahora, el objetivo primero es contar a partir de mayo de 2021 con un abasto suficiente de gas local para minimizar la importación de este insumo,  aún considerando que la demanda se incrementará  conforme vaya mejorando la actividad productiva del país postpandemia.

Declarada  “de  interés público nacional y objetivo prioritario”,  esta producción de gas será alentada mediante el pago de una parte del precio  en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST)  por parte del Estado, en tanto que el resto del precio será pagado por los consumidores.

El referido Plan se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución que hagan adquisiciones en forma directa a las productoras, y de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

El decreto puntualiza que el Plan tiene por objetivos:

. Viabilizar inversiones en producción de gas natural con el objetivo de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus propios yacimientos.

. Proteger los derechos de los usuarios y usuarias actuales y futuros del servicio de gas natural.

. Promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera.´

. Mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción de gas natural.

. Sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.

. Coadyuvar con una balanza energética superavitaria y con el desarrollo de los objetivos fiscales del Gobierno.

. Generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución de hidrocarburos.

. Otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria y al segmento de generación eléctrica de fuente térmica.

. Establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural .

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, ahora a cargo de Darío Martinez, es autoridad de aplicación del decreto 892 y está facultada para instrumentar “el Plan de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia del gas natural en el PIST, aplicable a los contratos o acuerdos  que entre oferentes y demandantes se celebren, y que garanticen la libre formación y transparencia de los precios conforme a lo establecido en la Ley 24.076 (Marco Regulatorio).

El Plan a instrumentar incorpora las siguientes pautas, criterios y condiciones:

. Será por un volumen base total de Setenta Millones de metros cúbicos (70.000.000 m3) por día para los 365 días de cada año calendario de duración del esquema.

Este volumen base podrá ser modificado por Energía a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda, así como ampliado para los sucesivos períodos invernales y/o para los volúmenes a incluir en los plazos que eventualmente se extienda el plan.

. Tendrá una duración inicial de cuatro  (4) años y podrá ser ampliado por la Secretaría en función de su evaluación de la situación en el mercado de gas. Para los proyectos costa afuera podrá contemplarse un plazo mayor, de hasta ocho (8) años en total, en atención a las particularidades de este tipo de proyectos.

. Exportaciones: podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme por hasta un volumen total de once millones de metros cúbicos (11.000.000 m3) por día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal.

Estas condiciones podrán ser utilizadas tanto para la exportación de gas natural por ductos como para su licuefacción en el país y posterior exportación como GNL.

. Procedimiento de oferta y demanda:  los contratos particulares resultantes del esquema serán negociados mediante un mecanismo de subasta, licitación y/o procedimiento similar, a ser diseñado por la Secretaría de Energía,(MEGSA), que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia.

 Además, se garantizará un mecanismo que permita agregar las necesidades de gas natural de la demanda prioritaria y de usinas eléctricas, más las exportaciones en período no invernal.

. Coordinación con programas de incentivo:  se procurará amalgamar el esquema con los planes de estímulo a la oferta de gas natural establecidos por las Resoluciones  46/2017, 419/2017 y 447/2017, todas del entonces MINEM.

. El diseño, instrumentación y ejecución de estos programas por parte de las empresas productoras cumplirá con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional de las facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y servicios por parte de Pymes y empresas regionales, así como de bienes, procesos y servicios de industria, tecnología y trabajo nacional.

Será contemplado un sistema de control y sanción que será implementado por Energía  en forma conjunta, federal y colaborativa con el Ministerio de Desarrollo Productivo, de Ciencia y Tecnología, las provincias que adhieran al esquema y las organizaciones de trabajadores y trabajadoras y empresariales del sector que así lo soliciten.

. Se preverán otros aspectos que a criterio de la Energía resulten conducentes para garantizar la seguridad de abastecimiento de gas natural desde el punto de vista de la previsibilidad de la oferta y la garantía de tarifas justas, razonables y asequibles para la demanda.

El artículo 5 del decreto 892 faculta a Energía para fijar los precios de gas natural en el PIST, aplicables exclusivamente a los contratos o acuerdos de provisión (incluidas las operaciones spot) que Integración Energética Argentina (IEASA) celebre con las empresas del servicio de distribución y de subdistribución de gas por redes.  Estos contratos o acuerdos serán por los volúmenes adicionales a los contractualizados en el Plan.

. El Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser trasladado a los usuarios de conformidad con  las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes ( Decreto2.255/92).

En virtud de ello, la Secretaría de Energía podrá dictar una reglamentación relativa a la discusión y debate de las tarifas de gas natural, así como de su debida ponderación, la que podrá incluir mecanismos de participación ciudadana, a los efectos de determinar el monto que el Estado Nacional podrá tomar a su cargo y sin alterar las facultades regulatorias en materia de tarifas de transporte y distribución de gas natural.

. El Ente nacional Regulador del Gas  (ENARGAS), organismo autárquico en el ámbito de la Secretaría de Energía, deberá dictar todos los actos administrativos necesarios a efectos de cumplir con lo establecido en el decreto 892. Asimismo, junto con IEASA y con CAMMESA, deberá prestar toda la asistencia técnica que fuere requerida por Energía.

Esta Secretaría podrá dictar todos los actos administrativos necesarios para establecer un mecanismo de transición para los usuarios comprendidos en esta norma (en la materia tarifaria).

. El Banco Central de la República Argentina (BCRA), en caso de que existan normas que limiten el acceso al mercado libre de cambios (MLC), para la repatriación de las inversiones directas y sus rentas y/o  la atención de servicios de renta o principal de endeudamientos financieros del exterior,  deberá establecer mecanismos para  facilitar el acceso a dicho mercado a tales fines, cuando los fondos hayan sido ingresados por el MLC y sean operaciones genuinas a partir de la entrada en vigencia del decreto 892 y destinados a la financiación de proyectos.

El decreto invita a las provincias productoras de gas natural a adherir al Plan Gas y faculta al Jefe de Gabinete de Ministros a realizar las modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a los fines del cumplimiento del esquema ahora activado.

PUNTUALIZACIONES

. Volumen base total:  es el bloque de setenta  (70 MMm3/d ) o aquel mayor o menor que, sobre la base de lo propuesto por la Secretaría de Energía , adopten las partes) en los 365 días del año, por una duración de 4 años.

 El volumen total se distribuirá de la siguiente manera (y, en caso de modificaciones del Volumen base total por parte de la Energía, en los porcentajes que esta determine):

– Cuenca Austral (comprende la producción on shore y off shore de las provincias del Chubut, de Santa Cruz y de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur): 20 MMm3/d.

 – Cuenca Neuquina: 47,2 MMm3/d.

 – Cuenca Noroeste: 2,8 MMm3/d.

.Los Productores deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales. Esto, en una actividad con declino geológico, implica un volumen de inversión significativo que –a la vez– tracciona los niveles de empleo.

. Se le reconoce prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta de gas a quienes resulten con precios más competitivos en la Subasta, con lo cual se favorece la eficiencia en las asignaciones.

. Se otorga prioridad para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno, a aquellos Productores o Productoras que presenten precios más competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la licitación. Esta medida pretende seguir con el desarrollo del mercado de exportación a los países vecinos e incentivar la concurrencia en la Subasta.

. La Secretaría de Energía definirá, con la asistencia del ENARGAS, en caso de que se la requiera, y a partir del precio resultante en la Subasta para el gas en el PIST, cuáles son los niveles de subsidio en el precio del gas y el traslado (pass through) del costo a la demanda prioritaria vía contratos de las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras. De esta manera, la Autoridad de Aplicación establece el contenido de la política pública de subsidios con el fin de proteger a los segmentos vulnerables de la población.

 De allí que esta iniciativa tenga en cuenta tanto los precios requeridos para el desarrollo sostenible de la producción de gas en todas las cuencas de nuestro país, como los niveles tarifarios (y de subsidio) asociados que están relacionados con la demanda prioritaria.

.El inicio de las subastas será en diciembre de 2020, en función de los plazos necesarios para lograr mayor inyección en mayo de 2021.

. Habrá reducciones proporcionales del Precio Ofertado y hasta se podrá perder la participación en el Esquema. Si se incumple el compromiso de inversión, el incremento del valor agregado nacional y/o el compromiso de inyección en el Período Estacional de Invierno se debe abonar una penalidad.

. Relación con planes de estímulo vigentes: se promueve complementar el nuevo esquema con el Programa de estímulo dispuesto en las Resoluciones  46 /17 (con vencimiento  a fines de 2021) y sus modificatorias, 419/17 y 447/17, del entonces MINEM, con los siguientes objetivos:

.Que los volúmenes adicionales a los allí involucrados queden incorporados en la nueva iniciativa de acuerdo con las condiciones del presente esquema.

.Que la inversión del Estado Nacional durante la vigencia de dicho Programa redunde ahora en precios competitivos y se dé forma a un solo mercado de gas con precios uniformes.

. Se contemplen los derechos de quienes en la actualidad son beneficiarios o beneficiarias de ese Programa de estímulo. En este sentido, se han previsto una serie de opciones de ingreso con el fin de igualar las condiciones de partida de todos los Productores, a la vez que se establecen medidas que comenzarán a tener vigencia al momento de finalización del citado Programa, esto es, en enero de 2022.