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La Secretaría de Energía de la Nación confirmó la prórroga hasta junio de 2022 del plazo del préstamo para el Programa Energías Renovables en Mercados Rurales II (PERMER), cuyo monto total es de 170 millones de dólares.

El secretario Darío Martínez, quien impulsó las gestiones ante los representantes del Banco Mundial junto al subsecretario de Coordinación Institucional de Energía, Santiago Yanotti, expresó que “estamos contentos por haber acordado la extensión del crédito. El PERMER es un programa muy importante, que nos va a permitir llegar a miles de argentinos y argentinas de todas las regiones rurales vulnerables que tienen problemas de acceso a la red de energía”.

El PERMER II es un programa que permite realizar proyectos energéticos en las regiones rurales más vulnerables del país, que hoy no cuentan con acceso al suministro eléctrico por la falta de la instalación necesaria para acceder a la red.

“La profundización de la pandemia nos demostró que llegar a esos sectores es más importante que nunca”, señaló el secretario de Energía.

Con este programa se propone energizar hogares, escuelas,  postas sanitarias y Centros de Atención Primaria de la Salud (CAPS) que hoy no cuentan con acceso al sistema interconectado, mediante la instalación de equipos fotovoltaicos.

Del mismo modo, apunta a conectar a poblaciones regionales, a través de mini y micro redes de generación fotovoltaicas, eólicas e hidráulicas. Con este programa también se desarrollarán energías renovables en las zonas de los Parque Nacionales, en los sectores donde no se pueda acceder a través de la red eléctrica tradicional.

El contrato del PERMER II se firmó en octubre de 2015 con vencimiento el último día octubre de 2020, aunque tuvo un alto nivel de subejecución entre 2016 y 2019, ya que durante ese período se utilizó sólo el 15 por ciento de los recursos destinados para el desarrollo energético rural.

Los objetivos planteados desde la Secretaría de Energía son los de consolidar la mesa federal del PERMER, para que las decisiones se tomen con perspectiva regional; avanzar con la erradicación de la pobreza energética nacional; y el análisis de la eficacia del programa.

Ello, en vista al nuevo PERMER III, con foco en el acceso al agua y en las economías productivas regionales; y en fortalecer la articulación con los Ministerios de Educación (escuelas), de Salud (CAPS), de Agricultura, Ganadería y Pesca (usos productivos) y de Ambiente y Desarrollo Sostenible (parques nacionales), se indicó.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) continúa las reuniones semanales con Transportadora de Gas del Sur (TGS) y Transportadora de Gas del Norte (TGN) para estudiar proyectos de ampliación de la capacidad de transporte y optimización de sus respectivos sistemas de ductos.  

En el marco de estas mesas de trabajo, personal técnico, legal y económico-tarifario especializado del ENARGAS se reunió con ambas Transportadoras (el martes 10 con TGS y el miércoles 11 con TGN) y el Banco BICE, para “avanzar con el análisis de las posibles herramientas y estructuras económico-financieras que podrían implementarse para el desarrollo de las obras que se están proyectando”, indicó el organismo regulador.  

En ambas reuniones se evaluaron los detalles de las alternativas de expansión y los mecanismos para gestionar los fondos necesarios para las inversiones, en escenarios de corto, mediano y largo plazo, tendientes al aprovechamiento de las capacidades ociosas del Sistema Sur, aumento de la maniobrabilidad y flexibilidad del Sistema Oeste, reversión del flujo del Gasoducto Norte y la sustitución de las importaciones de Bolivia por gas de producción nacional, se detalló en un comunicado. 

Desde el BICE expresaron que “se están realizando los análisis históricos de los fideicomisos utilizados en las obras de ampliación de los Sistemas de Transporte Norte y Sur que se desarrollaron ininterrumpidamente entre 2004 y 2015, injustificadamente detenidas a partir del año 2016”, con el fin de desarrollar metodologías que permitan reducir los tiempos que insume este esquema. A su vez, las Transportistas evaluaron las variantes contables que se podrían manejar según el tipo de financiación que se termine adoptando, se indicó. 

El ENARGAS propuso realizar encuentros específicos entre especialistas de ambas Transportistas con los del BICE para tener precisiones que permitan la elaboración de una estructura financiera, previa a las consideraciones estrictamente técnicas de cada uno de los proyectos, los que se seguirán trabajando en forma separada, con cada una de las empresas.

El objetivo de los proyectos presentados por TGN y TGS se enfoca en los beneficios a usuarios de todo el sistema, desde ópticas técnicas como la mejora de confiabilidad, el reemplazo de combustibles más caros e importaciones, ampliaciones de volúmenes de gas para exportación, generación eléctrica, desarrollo industrial y petroquímico, y las regalías provinciales. 

En el marco de estas Mesas de Trabajo, se coordinó la realización de nuevas reuniones para las próximas semanas. 

La empresa argentina líder en generación de energías renovables compensó todas las emisiones de carbono realizadas en su sede central. Es el segundo año que la compañía cancela su huella administrativa.
Siguiendo la línea de trabajo que representa a Genneia, la empresa líder en energías renovables acaba de anunciar que ha neutralizado la huella de carbono de todas las emisiones efectuadas durante 2019 en su sede administrativa, cancelando un total de 2.400 toneladas de gases de efecto invernadero al ambiente con certificados de reducción de emisiones emitidos por el Parque Eólico Rawson.

La huella neutralizada contempla las emisiones de todo el personal asignado a la sede central, los viajes aéreos y terrestres correspondientes a compromisos laborales, el consumo de energía eléctrica y de materiales de oficina. Cada uno de estos factores fueron gestionados para su inicial reducción al mínimo, para luego compensar de manera responsable aquellas emisiones que resultan inevitables.

“Alcanzar la sostenibilidad del sector privado implica un cambio integral que nos invita a repensar cada área y proceso llevado a cabo por las compañías. Como la empresa líder en energías renovables, es un orgullo formar parte de las organizaciones que eligen medir su huella, rediseñar procesos de la actividad para reducir el impacto y neutralizar aquellas emisiones que no pueden evitarse.” destaca Carolina Langan, jefa de sustentabilidad de Genneia.

La política de la compañía se encuentra vinculada con la reducción de gases de efecto invernadero al ambiente hace tiempo, a través de la registración de numerosos proyectos ante Verified Carbon Standard, principal mercado voluntario de bonos de carbono a nivel mundial. Al facilitar la herramienta de los bonos de carbono en el país, Genneia ha aportado a la cancelación de huellas en eventos de gran magnitud como el Coloquio de IDEA, Argentina Impacta, el Córdoba Open ATP 250 y el congreso de Empresas B.
Compensación de huella + conservación de bosque nativo
Recientemente, la empresa celebró el primer aniversario de la Universidad Genneia, un espacio de aprendizaje interno, con la organización de un seminario sobre huella de carbono y formas de compensación, al que asistieron más de 250 personas de América Latina.

En esta oportunidad, la compañía decidió compensar esta huella evitando la deforestación de bosques nativos en peligro; y participar así de una acción de conservación al proteger un m2 por cada asistente al webinar.
Junto a la fundación Banco de Bosques, la empresa no sólo ha logrado compensar 15,7 toneladas de dióxido de carbono, sino que apostó a la protección de la biodiversidad existente en el bosque Curvas del Urugua-i. “Cuando se pierde el bosque hay desertificación del suelo e inundaciones, desregulación de temperatura, se profundiza la pobreza y enfermedades existentes en las comunidades que viven en la zona, entre muchas otras variables que podemos evitar con este tipo de acciones que aseguran su protección” explica Dario Rodriguez, Director de Campañas del Banco de Bosques.

Por su parte, Gustavo Castagino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia, concluye “Definitivamente todas las organizaciones tenemos la posibilidad de incorporar criterios de sustentabilidad económica y ambiental en los procesos para encontrar nuestro lugar en la economía circular. Nos enorgullece formar parte de una comunidad de empresas comprometidas con el medioambiente y la generación de conocimiento.”

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera el horizonte de los 1.100 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 25% de la capacidad instalada en energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector.
La compañía tiene una potencia superior a los 610 MW de energía eólica con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y alcanza los 700 MW de energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan.
Además, están en proceso de construcción los proyectos eólicos Chubut Norte III (57 MW) y Chubut Norte IV (83 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. Genneia también es propietaria y operadora de 4 centrales de generación térmica (479 MW).

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), oficializó (Resolución 377/20) la creación de una “Mesa de Innovación Tecnológica – Medidores Inteligentes”, que tendrá como objeto la discusión, el intercambio y el seguimiento de propuestas sobre la incorporación de medidores inteligentes en la red de gas natural.

Ello en base a propuestas presentadas por organismos e instituciones de investigación, instituciones académicas especializadas, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, cámaras de comercio y cámaras industriales locales, extranjeras y mixtas, organismos de certificación
y normalización, licenciatarias del servicio público, y diferentes actores de la industria en la materia.

Cabe referir a modo de antecedente que la Resolución ENARGAS I-4569/17 determinó el marco normativo y técnico para la implementación de dispositivos de medición inteligente para usuarias y usuarios residenciales por parte de las Licenciatarias de distribución de gas natural. Esto
favoreció la realización de pruebas piloto que las Distribuidoras llevaron a cabo con el propósito de incorporar esta nueva tecnología.

En este contexto, la Gerencia de Innovación Tecnológica y la Gerencia de Distribución del ENARGAS, propiciaron la creación de una Mesa de Innovación Tecnológica referida a Medidores Inteligentes para analizar la viabilidad de extensión del campo de aplicación de lo establecido en la Resolución I-4569/17 o eventualmente la elaboración de una normativa que la actualice o sustituya.

El parque actual de medidores de gas natural se compone en mayor medida de medidores para gas a diafragma que no permiten la obtención de datos en tiempo real para el estudio del consumo y el comportamiento de la red de distribución. La incorporación de tecnología de medición inteligente en medidores residenciales permitirá, entre otros aspectos, ofrecer mayor información de la red en tiempo real diario/horario, alarmas de
fraude que ayuden a identificar el gas no contabilizado, y conexión de doble vía a distancia.

La “Mesa de Innovación Tecnológica – Medidores Inteligentes” dictará su propio reglamento de funcionamiento. Será encabezada 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.

Podrán participar de la Mesa de Innovación Tecnológica las Licenciatarias de Distribución del servicio de Gas Natural y Subdistribuidoras, Organismos de Certificación acreditados por el ENARGAS, fabricantes e importadores de los medidores para gas y dispositivos de medición inteligente, mediante la designación de un representante. Todos 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, al Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas de Argentina (CONICET), y del Ministerio de Desarrollo Social de la Nación.

También, a la Oficina Nacional de Tecnologías de la Información dependiente de la Secretaría de Innovación Pública (Jefatura de Gabinete de Ministros) y al Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y al Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social (INAES).

La Editorial Universitaria de Buenos Aires – Eudeba – publicó “Precios, tarifas y subsidios a la energía. El problema de la regulación energética 2003-2019” de Alejandro Einstoss.

La temática que se aborda en esta propuesta es la economía de la energía, un asunto que requiere un análisis cuidado y detenido de lo que se ha hecho en los últimos años, las decisiones que se han adoptado y lo que ha quedado por hacer. Con ese propósito, estas páginas abordan en primer lugar, cuestiones relativas al petróleo; se examina la llamada política del “barril criollo” que implicó el desacople del precio del barril del petróleo en el mercado interno respecto del precio internacional

Respecto de otros recursos energéticos se estudia el gas natural como principal vector de la economía energética argentina y se periodizan cuatro etapas recorridas por la industria del gas, caracterizando el desarrollo institucional, normativo, regulatorio y de mercado en cada una de ellas. Un capítulo se dedica a examinar el mercado eléctrico y se abordan allí los temas técnicos propios del sector y se repasan los marcos regulatorios y normativos, la estructura tarifaria, el funcionamiento del mercado eléctrico y la dinámica de la inversión en el segmento de generación.

Acerca del Autor

Alejandro Einstoss es un economista argentino (Buenos Aires, 1971), recibido en la Universidad de Buenos Aires. Actualmente es miembro de la comisión directiva del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi y consultor en temas energéticos y de regulación de servicios públicos.

Es profesor de grado y posgrado en la UBA, en la Universidad de Belgrano y en otras altas casas de estudio. También es director del Centro de Estudios para la Regulación de los Servicios Públicos de la UB e investigador y coordinador de proyectos con la UBA-Conicet y el CIPPEC.

También se desempeña como asesor de la Auditoría General de la Nación y de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación, y ha sido consultor del BID-Intal, de CAF y del Fonplata.

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, visitó hoy el yacimiento de YPF Rincón del Mangrullo, en la formación Vaca Muerta, donde comenzaron las actividades de perforación en el marco de las inversiones de la empresa a partir del anuncio del nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas.

En la recorrida ofició de anfitrión Pablo Iuliano Vicepresidente Upstream No Convencional en YPF SA, y contó con la presencia del ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.

Martínez afirmó durante la visita que “es un orgullo que YPF, nuestra empresa de bandera, tome la iniciativa de comenzar a perforar ya, en respuesta a la propuesta de plan de estímulo. Hay una decisión clara del directorio de YPF de participar activamente en este plan. Y la intención del gobierno nacional es que YPF vuelva a recuperar el mayor nivel de protagonismo posible”. “Con este plan estamos generando confianza, que es la base para la inversión y el desarrollo de la industria de los hidrocarburos. Fue un gran acierto del Presidente dar previsibilidad en un momento en que en el mundo se vivía incertidumbre. Hoy podemos ver con orgullo este paso que sin dudas será el primero de muchos nuevos pozos de YPF y del resto de las operadoras”, agregó el Secretario.

Además, Martínez destacó que en materia de producción de petróleo “YPF acaba de completar sus cuatro pozos más largos en Vaca Muerta. Se trata de perforaciones con ramas horizontales que van entre los 3.200 y 3.800 metros que se pondrán en producción las próximas semanas. En el yacimiento Bandurria Sur”.

A su turno, el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, sostuvo que “la decisión del Presidente y de Darío (Martínez) de avanzar rápidamente en un plan de estímulo a la producción de gas nos va a permitir a Neuquén poner en valor los recursos, con todo lo que ellos conlleva: el trabajo de los neuquinos, de las empresas neuquinas, y poder generar la energía que el país necesita”.

Por su parte, Pablo Iuliano expresó que “estamos muy contentos y agradecidos por la presencia del Secretario Darío Martínez y del ministro de la provincia en el Rincón del Mangrullo, el lugar donde vamos a comenzar nuestro desarrollo de gas”. Al finalizar la recorrida, el Secretario sostuvo que “todo el sector acompaña, la industria vuelve a creer y generamos esa sinergia entre todos los actores: los trabajadores en los equipos, las pymes aportando su emprendedurismo, las productoras transformando la inversión en producción y el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía coordinando este trabajo en función del mandato muy claro que nos dio el Presidente”.

Rincón del Mangrullo es un bloque donde YPF realizó dos desarrollos no convencionales, uno de tight gas en la formación Mulichinco y otro de shale gas en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento que no tenía actividad de perforación desde febrero del año pasado y que gracias al nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas podrá duplicar su producción actual, para alcanzar los 5 millones de m3 diarios en el invierno que viene.

En lo que queda de este año y 2021 se perforarán 24 pozos en este bloque, algo más de la mitad del total que YPF planea perforar en ese período. Sólo el desarrollo de Rincón del Mangrullo generará un total de 600 puestos de trabajo en total vinculados al proceso de construcción de pozos, perforación, fractura y puesta en producción. La visita también incluyó la recorrida por la unidad de separación 2, una planta moderna que procesará el gas para dejarlo en condiciones para su tratamiento final.

En septiembre de 2020 la producción de petróleo en el país se redujo 9% interanual y 2.8% en los últimos doce meses, observándose  una moderada reducción de la caída respecto al mes anterior, indicó el informe periódico elaborado por el Instituto Argentino de la Energía  General Mosconi (IAE).

 La producción de petróleo convencional (77% de la producción) en el mes de septiembre de 2020 cayó 13.1% i.a y se redujo 9.6% durante los últimos doce meses.  En cambio la producción no convencional (23% del total) se incrementó 6.3% i.a y 29.6% en doce meses, señala el informe.

 En septiembre de 2020 la producción de gas disminuyó 10.9% interanual (i.a) y 5.7% anual). En este caso, la magnitud de la caída i.a se debe a los efectos limitantes del ASPO sobre la actividad y a un nivel de demanda notablemente inferior respecto a iguales periodos.

 En septiembre, la producción de gas convencional (57% del total) se redujo 8% i.a y 8.3% en el último año.  La producción no convencional de gas natural disminuyó más que la convencional:  se redujo 14.6% interanual.

 Por otra parte, anualmente la producción en reservorios no convencionales cae 2.1%,  representando el  43% del total producido.

 La producción gasífera convencional y la variante no convencional Tight Gas, que entre ambas representan el 75% de la producción de la producción, disminuyen 7.9% anual.

 En cuanto a la demanda de combustibles , en septiembre de 2020 las ventas de naftas y gasoil se redujeron 8.2% respecto a agosto de 2020 y 18.9% interanual. En los últimos 12 meses se presenta una caída de 13.6% en las ventas respecto a igual periodo del año anterior.

 La demanda de gasoil se redujo significativamente respecto del mes anterior por menores compras de las Usinas. En tanto, el  consumo de naftas se recupera muy lentamente en los últimos 3 meses, se indicó.

El informe señala que la demanda total de gas natural se redujo 6.2% intermensual en agosto de 2020 (último dato disponible) aunque, en linea con la producción de gas del mes de julio, se redujo 10.8% respecto de agosto de 2019 y 3.1% anual. Esto indica que la oferta local reacciona en similar magnitud a la disminución en la demanda local.

En cuanto a la demanda total de Energía Eléctrica, se redujo 3.3% en septiembre de 2020 respecto al mes anterior y 1.7% respecto a septiembre de 2019.

El informe señala que “se sigue observando que cae toda demanda interanual  correlacionada con la actividad industrial y transporte (esencialmente privado) pero no así la demanda Residencial, debido mayormente a un uso más intensivo en los hogares y, en menor medida, a factores climáticos.

 En los últimos 12 meses la demanda de energía eléctrica total se encuentra virtualmente estancada con un aumento de solo 0.1%.

En cuanto a los Subsidios energéticos, los acumulados a agosto de 2020 fueron de $ 269.7 mil millones, esto es USD 3,916 millones, y aumentaron 80.5% respecto a igual periodo de 2019.

 Cammesa lidera las transferencias recibidas con $ 182 mil millones y un aumento de 108.6%, y cupa el 67% de los fondos ejecutados.

Por otra parte, según el Presupuesto Abierto, en septiembre los subsidios anuales acumulados alcanzaron los U$ 4,742 de los cuales U$ 3,464 han sido destinados a CAMMESA. En septiembre, esta Compañia recibió la transferencia más importante del año: con U$ 800 millones.

Según un informe presentado por la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (Cecha), “3 de cada 5 estaciones de servicios corren serios riesgos de cerrar y más del 85 por ciento no podrán sostenerse en el mediano plazo si la situación no mejora”.

Al respecto, recordaron que “las estaciones fueron excluidas a partir de este mes del programa de Asistencia al Trabajo y la Producción (ATP)”, lo que motivó un reclamo del sector a principios de mes.

El presidente de la entidad, Gabriel Bornoroni, afirmó en rueda de prensa (virtual) que “aún con el horizonte sanitario un poco más despejado, la pandemia está muy lejos de terminar para varios sectores de la economía. En especial para las estaciones de servicio por la caída abrupta de la circulación”.

Desde Cecha vienen alertando respecto a lo que definen como ‘nueva normalidad’, donde la circulación restringida o limitada hizo que sus ventas queden estancadas en valores un 32.9% más bajos que previos a la pandemia.

 Según un informe elaborado junto a la consultora Economic Trends, una estación necesita vender 292.000 litros de combustible al mes para poder alcanzar el ‘punto crítico’, es decir, aquel umbral con el que llegan a pagar los costos operativos. Hoy, el 67,1% de las estaciones del país no lo superan. Trabajan directamente a pérdida, afirmaron.

Esta situación, reiteró Bornoroni, “se viene extendiendo desde el comienzo de la pandemia, por lo que muchos estacioneros decidieron sacar créditos, usar ahorros o vender bienes para continuar funcionando, a la espera del final de la pandemia”. “Sin embargo, el paso de los meses erosionó los recursos y hoy corren serios riesgos de cerrar”.

“La quita del ATP agravó el cuadro, aseguran desde Economic Trends, ya que el Programa permitía que la cantidad de estaciones que no superan el punto crítico baje del 67 al 51 por ciento”. “Cabe señalar que el beneficio era percibido cada vez por menos estaciones por las nuevas restricciones que iba implementando el Gobierno. Del 83% de las estaciones que pudieron acceder al programa en mayo el número cayó al 65% en octubre. Ahora directamente es cero”, graficaron.

Bornoroni refirió que “fuimos declarados servicio esencial, le pusimos el pecho, hemos sacado préstamos, créditos, y vendido las joyas de la abuela y ya no tenemos resto. Hoy no podemos garantizar que lleguen todas las estaciones abiertas a 2021”.

“Sería muy triste que hayamos pasado la mayor parte de la pandemia para ahogarnos a esta altura, que dicen que falta menos para que se empiece a vacunar”, sostuvo el directivo empresario.

 El senador nacional por Santa Fe, Roberto Mirabella, presentó en la Cámara Alta un proyecto de ley para crear el Plan Nacional de Biocombustibles,  iniciativa que amplía el régimen de promoción de la Ley 26.093 y que busca “consolidar, fortalecer y aumentar la participación de los biocombustibles en la matriz energética nacional”,  indicó.

En ese sentido, el legislador explicó que “se le da continuidad y amplía el régimen que tienen actualmente los mercados del biodiesel y del bioetanol, principalmente derivados de la soja y de la caña de azúcar, que vienen de una ley muy importante que impulsó el gobierno nacional de 2006 para promover la producción y el uso sustentable de los biocombustibles”.

Y aclaró que “también estamos incorporando a cualquier otro biocombustible u otra fuente, de manera que se incrementen tanto los beneficiarios como así también los efectos ambientales positivos del régimen legal”. “Estamos sumando al biogás, por ejemplo, y creamos las condiciones propicias para que el mercado se desarrolle en relación con este biocombustible también”, resaltó el legislador.

Mirabella aseguró que la nueva norma “otorga el marco legal adecuado para promover la producción de biocombustibles, una actividad fundamental en la Provincia de Santa Fe, que atraviesa una coyuntura crítica y está necesitando acompañamiento y nuevos estímulos para recuperarse”.

 Asimismo, remarcó que “esta ley favorecerá la creación de un nuevo y pujante sector de la economía; que beneficiará no sólo a las provincias del NOA y NEA capaces de desarrollar proyectos de bioetanol a partir de caña de azúcar, maíz, sorgo o soja, sino al resto de las provincias argentinas a partir de otras materias primas incluidas en el proyecto que se presenta”. “Además otorga la seguridad jurídica imprescindible para estos emprendimientos y su sostenibilidad a lo largo del tiempo”, subrayó.

 El Senado de la Nación le dio media sanción a fines de octubre a la prórroga hasta fin de 2024 a la actual ley de biocombustibles 26.093, vigente desde 2006,  que vence en mayo del próximo año. Ahora será tratada en Diputados,  pero tanto legisladores, gobernadores, y empresarios del  consideran necesaria una pronta readecuación del régimen legal para esta industria.

La situación de este sector se complicó en los últimos años y los recientes aumentos de precios dispuestos por la Secretaría de Energía (10 por ciento para el biodiesel y el bioetanol) no alcanzan para cubrir los costos y hay plantas paradas.

El secretario Darío Martínez sostuvo a mediados de octubre que “esta actualización es el punto de partida del trabajo conjunto que encaramos junto al Presidente Alberto Fernández y el ministro Martín Guzmán con los representantes de los productores de biocombustibles para generar políticas que le den señales a un sector que viene muy castigado”.

Martínez agregó que “estuvimos trabajando con los representantes de los productores de biocombustibles porque tenemos muchos temas por resolver. El precio es uno, sobre el cual hoy damos una señal y seguiremos trabajando, pero también hay otras problemáticas tanto del sector como de cada región productora que requieren soluciones federales”.

En este contexto el senador Mirabella sostuvo al explicar su proyecto de ley que “otro de los aspectos superadores de esta iniciativa se vincula al origen de la materia prima”. Y refirió que  “el esquema actual tiene un alineamiento al modelo de producción sojera, pero lo cierto es que la Unión Europea, por ejemplo, está incentivando la producción de materia prima alternativa para que el biocombustible no compita con la producción de alimentos y la matriz productiva tenga un impacto menor al que tiene la producción de soja”. 

“Esta iniciativa va de la mano de la diversificación de la materia de origen de los productos – aseguró – vuelve el mercado local más competitivo porque al diversificar la materia prima, armoniza con las normas de la Unión Europea y sortea las barreras pararancelarias” y añadió: “El beneficio adicional, subyacente y tal vez de mayor valor, se vincula al cuidado del medio ambiente”.

El proyecto de ley que presentó Mirabella prevé un incremento de los cortes mínimos y se establece un mecanismo de actualización automático “de forma de evitar medidas arbitrarias, proporcionando mayor certeza a productores y usuarios”, señaló.

En cuanto a los porcentajes obligatorios de corte, así como diversas industrias, la automotriz fundamentalmente, el proyecto propone alcanzar un corte del 30%, para el caso del bioetanol y del 27% para el biodiesel, dentro de los 15 años de su vigencia.

“El incremento progresivo y previsible del corte obligatorio permitirá que las empresas y los particulares puedan desarrollar y adaptar paulatinamente sus capacidades” aclaró el legislador.

En materia impositiva el proyecto ingresado al Senado da continuidad al esquema de la ley 26.093 del cupo fiscal que fija anualmente en el Presupuesto Nacional para Pymes y economías regionales en lo referente a la devolución de IVA y/o Ganancias por inversiones de bienes de capital y obras de infraestructura, y exclusión de los bienes comprendidos en la presente ley del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.

También, la deducción de la carga financiera y del pasivo financiero; excepción del impuesto de sobre la distribución de dividendos o utilidades; exclusión de la tasa de Infraestructura Hídrica (Impuestos para los combustibles líquidos y gas natural); certificado fiscal para los proyectos de inversión que acrediten 60% de componentes nacionales (se excluye la obra civil) y el certificado fiscal por autoconsumo o comercialización fuera del mercado de corte obligatorio.

El proyecto impulsa la creación de una Cámara de Compensación de los Biocombustibles, cuya función será la de brindar eficiencia en la logística y comercialización de biocombustibles. Esta Cámara llevará registro de la oferta y demanda de biocombustibles, permitiendo la compra de biocombustibles por segmento, realizando la transacción comercial de manera independiente del abastecimiento físico del biocombustible correspondiente.

El senador nacional presentó y detalló el proyecto de ley en un encuentro con los funcionarios provinciales con competencia en sector,  y  promoverá un encuentro con legisladores y funcionarios  integrantes de la Región Centro, Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos para tratar este tema.

El legislador recordó que “desde 2007 al 2019 se exportaron casi 14 mil millones de dólares en biodiesel”. “En Santa Fe tenemos 18 plantas que representan casi el 80% de la producción de biodiesel de nuestro país. En términos petroleros, tenemos una producción equivalente a 58 mil  barriles de petróleo por día con lo cual Santa Fe sería la cuarta provincia petrolera de la Argentina después de Chubut, Neuquén y Mendoza”, agregó.

La Secretaría de Energía y el Ministerio de Seguridad de la Nación trabajan en la articulación de información para el monitoreo y la coordinación de respuestas ante distintos tipos de contingencias que pudieran producirse en esta área en el territorio nacional.

El secretario de Articulación Federal de la Seguridad, Gabriel Fuks, junto con el secretario de Energía, Darío Martínez, el jefe de la Superintendencia Federal de Bomberos, Alejandro Carella, y el Director de Operaciones de Gendarmería Nacional, Carlos Recalde, acordaron establecer mecanismos para centralizar la información para la toma de decisiones en el Sistema de Alerta y Monitoreo de Emergencias (SINAME) y generar, desde allí, la respuesta inmediata ante las situaciones que lo ameriten.

“El esquema de trabajo conjunto que acordamos con la secretaría de Energía va a permitir sumar al tablero de comando un mapeo en tiempo real del tendido eléctrico a nivel nacional, y ante una eventual emergencia eléctrica facilitará el despliegue inmediato y efectivo en terreno de fuerzas federales y protecciones civiles de Nación y provincias”, explicó Fuks.

Por su parte, el secretario de Energía expresó que “es indispensable tanto para la planificación de las políticas públicas como para la prevención e intervención frente a siniestros que podamos estar estrechamente vinculados  para compartir toda la información necesaria. Prevenir e intervenir a tiempo son elementales para cuidar a todos los argentinos.”

El SINAME es una herramienta del SINAGIR -Sistema Nacional para la Gestión Integral del Riesgo- que permite contar con un espacio físico y tecnológico de coordinación y manejo de información referida a los diferentes eventos adversos, como pueden ser incendios, inundaciones, terremotos, aludes o cortes masivos de luz que puedan ocurrir en el país.

Con un tradicional “toque de campana” en el recinto de la Bolsa de Nueva York, Pampa Energía festejó los primeros 15 años de actividad en el sector energético. El acto se desarrolló en forma virtual y fue seguido por las autoridades y el personal desde todos los activos de la compañía.

“En este tiempo hemos crecido mucho, y con orgullo podemos afirmar que hicimos realidad el sueño que nos convocó al fundar Pampa: ser protagonistas en un sector estratégico para el desarrollo del país. Hoy queremos festejar y reafirmar ese compromiso fundacional con la Argentina”, afirmó Marcelo Mindlin, presidente de Pampa.

En la actualidad el grupo emplea a casi 10 mil personas, desarrolla su actividad en el sector eléctrico y el de hidrocarburos, donde lleva realizado un plan de inversiones de 7.200 millones de dólares.

Pampa Energía es el mayor generador privado de energía eléctrica. Opera ocho centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas, tres parques eólicos y una de cogeneración, con 5.000 MW de potencia instalada, equivalente al 12% del total país.

Además, Pampa controla Edenor, que distribuye electricidad a más de 3 millones de usuarios del área norte del AMBA. Y participa en Transener, que opera el 85% de las líneas de transporte en alta tensión.

Asimismo, es el sexto productor de hidrocarburos del país, con actividad en 12 áreas de producción y 6 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas más importantes del país, con una producción de 5.000 barriles por día de petróleo y 7.3 millones de m³ de gas. Tiene participación sobre el 8% de la superficie de Vaca Muerta.

En sus plantas industriales fabrica una alta gama de productos petroquímicos, como poliestireno, estireno y caucho.

Además, Pampa participa en la empresa TGS, que transporta el 60% del gas del país.

El CEO deYPF, Sergio Affronti, y el director de ONGC Videsh, la subsidiaria internacional de la empresa nacional de Oil&Gas de la India, mantuvieron una primera reunión de trabajo para analizar el potencial de Vaca Muerta.

ONGC Videsh tiene 37 proyectos en 17 países, incluídos Colombia, Venezuela y Brasil.

La reunión fue organizada a instancias del embajador de la India en Argentina y participaron funcionarios del Ministerio de Petróleo y Gas Natural de la India, informó YPF.

Por Santiago Magrone

A mediados de octubre el gobierno nacional presentó en Neuquén los lineamientos básicos del denominado “Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” y desde esa fecha se aguarda la publicación del decreto que habrá de disponer el “detalle fino” del esquema.

Tiene como objetivos declarados “incentivar la inversión y la producción de gas para detener el actual sendero de declinación productiva de este insumo,  satisfacer la demanda interna, sustituir importaciones ahorrando divisas, bajar el costo fiscal en este rubro, y potenciar el empleo en esta industria”.

A la fecha, desde fuentes gubernamentales se afirma que la oficialización de ése decreto es cuestión de pocos días.  La demora obedeció a la necesidad de definir algunas cuestiones clave con las empresas productoras para poder encarar una reactivación casi inmediata de la actividad, habida cuenta que ya ingresamos a noviembre y la pretensión es reducir las importaciones de este insumo a partir del invierno 2021.

Una de tales cuestiones pasa por la garantía de cobrabilidad de los beneficios dispuestos en el nuevo esquema, y en tal sentido se planteó como  un reaseguro posible el pago anticipado por parte del Estado del equivalente al 75 por ciento del volumen de gas entregado mes a mes, ajustándose el monto al final de cada periodo vencido.

Otro mecanismo de reaseguro que las empresas analizaron con la Secretaría de Energía (dependiente del Ministerio de Economia) es cobrar mediante le efectivización de crédito fiscal. Incluso ambos mecanismos pueden ser complementarios, se indicó.       

Este tema ha sido contemplado en el articulado del proyecto de Presupuesto 2021 (Artículo 89) que ahora deberá ser tratado en el Senado de la Nación, y que faculta a Economía (vía Secretaría de Energía) para otorgar incentivos a las empresas a través del pago de una compensación y la emisión de Certificados de Crédito Fiscal en garantía, aplicables a la cancelación de las deudas impositivas con la AFIP.

Otro ajuste al esquema de subsidio se refiere a la precisión del plazo de vigencia para el caso de las producciones de gas Off Shore, el cual habría sido establecido en 8 años, y no de 3 años más 1 como el que regirá para las producciones On Shore.

El programa procurará “generar desarrollo en las regiones productoras, tanto de sus Pymes y Empresas Regionales como del resto de la Industria, y la Tecnología Nacional”.

En sus aspectos esenciales el plan definido por Economía establece un requerimiento de provisión de gas a distribuidoras domiciliarias y a CAMMESA  (para las generadoras térmicas) de 70 millones de metros cúbicos diarios,  que se adjudicará mediante un esquema de subasta de precios entre las productoras oferentes.

El suministro de este gas será mediante contratos por tres años, con un volumen adicional en cada uno de los inviernos comprendidos en dicho plazo.  Estado nacional aportará la diferencia entre el precio de adjudicación y un precio estímulo que tendrá un tope de 3,70 dólares por Millón de BTU para el gas de la Cuenca Neuquina (no convencional).

“Sería un precio razonable el de 3,50 dólares promedio país, con lo cual el gas de yacimientos convencionales (por caso en la cuenca Golfo San Jorge y Austral) se pagaría en torno a los 3,40 dólares¨ el MBTU. “Entre 2 y 2,50 dólares los paga la demanda (usuario) en su factura y entre 1 y 1,5 dólares los aporta el Estado” se explicó a E&N.

Los cálculos realizados por Economía contemplan para el 2021 un costo fiscal de 1.491 millones de dólares;  de 1.325 millones en 2022;  y de 1.174 millones en 2023, con un ahorro final acumulado de 1.172 millones de dólares , comparado con el costo fiscal que implicaría la no aplicación de este esquema, se graficó.

El Plan Gas Argentino 2020-2023 apunta a sustituir 18 mil millones de metros cúbicos de gas que son actualmente importados, y esto a través de una inversión de 5 mil millones de dólares por parte de las empresas productoras.

Principales productoras como YPF y PAE ya han planificado la subida de equipos desde noviembre en una y otra cuenca para incrementar la producción,  siempre condicionados por la Pandemia.

El reaseguro de cobro quedó planteado luego de la experiencia atravesada por los productores enmarcados en la Resolución 46/2017 , de estimulo a la producción de gas proveniente de reservorios no convencionales de la cuenca neuquina, que propio gobierno de Cambiemos revisó limitando sus alcances dado su elevado costo.

 En sus aspectos esenciales el nuevo Plan anunciado por la Administración de Alberto Fernández fue bien saludada por las cámaras empresarias de esta industria.. Y la semana pasada el Presidente recibió en Olivos –por separado- a Paolo Rocca (Techint-Tecpetrol) y a Marcos Bulgheroni (PAE), como parte de una serie de contactos con otros empresarios procurando dinamizar relaciones e inversiones para ordenar la macroeconomía post-pandemia.

Pero en el transcurso de estas dos últimas semanas el gobierno y las principales productoras también consideraron una cuestión que quedó pendiente de resolución y que remite al 2018 cuando, la fuerte devaluación del gobierno macrista  produjo un fuerte defasaje entre el precio del gas en dólares suministrado por las productoras a las distribuidoras, y el equivalente en pesos que éstas debían afrontar para pagarlo (Diferencias Diarias Acumuladas) en los meses subsiguientes.

Cuando tales DDA no resultaban grandes las distribuidoras se las facturaban a los usuarios, pero la envergadura del monto post-devaluación derivó en la inconveniencia de aplicar ese mecanismo, y también en la argumentación de las distribuidoras de su propia “imposibilidad” de hacerse cargo.

El entonces Secretario de Energía, Javier Iguacel, tuvo la ocurrencia de anunciar que pautaba el pago a cargo de los usuarios en 24 cuotas mensuales consecutivas, lo cual derivó en una airada reacción ciudadana, políticamente inconveniente para el gobierno.

Así las cosas, Mauricio Macri recurrió a un nuevo DNU, el 1053, que puso al Estado nacional a hacerse cargo de la deuda con  las productoras, pautando su pago en dos años . Cuando se despidió de la Casa Rosada sólo había pagado una cuota, sobre nueve que debía.

Ese DNU fue anulado por el Senado de la Nación este año y el tema quedó en un limbo hasta que en el tratamiento en Comisión del proyecto de Presupuesto 2021 (en Diputados) se incluyó el Artículo 92 que destinaba casi 30 mil millones de pesos para saldar lo que las productoras siguen esperando cobrar.

El listado de productoras incluye, entre otras, a YPF, Total,  Wintershall, Pluspetrol, Pampa Energía y  CGC.

Al realizar la moción de rechazo a dicho artículo, el diputado mendocino José Luis Ramón recordó el rechazo al DNU 1053/18 y sostuvo que “pretenden trasladar la imprevisión de lo que le costaba a las distribuidoras el gas en dólares y la diferencia en pesos, a los consumidores”. “No se está cuidando el interés del usuario y si el de un grupo de empresas para favorecerse económicamente”, enfatizó.

Al momento de votar el Presupuesto  dicho artículo fue eliminado. La oposición de Cambiemos había decidido abstenerse en la votación, y nadie defendió el 92. No está claro que ocurrirá con esta cuestión.

La generadora de energías renovables Genneia anunció su plan de refinanciación de las Obligaciones Negociables (ON) Clase XXI de U$ 51,5 millones con vencimiento el 23 de noviembre de 2020.

Las disposiciones del BCRA establecen limitaciones al pago de capital de las ON Clase XXI y fijan los lineamientos bajo los cuales deben ser refinanciadas, a pesar de que la empresa cuente con los fondos necesarios para honrar sus compromisos.

Genneia solicitó la comprensión de sus inversores y ofrece incentivos para que éstos acompañen a la empresa en una oferta de canje que permita cumplir con las medidas cambiarias establecidas por el BCRA a través de la Comunicación “A” 7106.

La nueva regulación limita la capacidad de cancelar el capital de las ON que vencen entre el 15 de octubre de 2020 y el 31 de marzo de 2021. El BCRA otorga a las emisoras de ON acceso al mercado de cambio únicamente por el 40% del capital, siempre que el 60% restante sea refinanciado por al menos 2 años de vida promedio.

Esto impide la cancelación total de las ON Clase XXI por U$ 51,5 millones, debiendo Genneia anunciar un plan de refinanciación. Este no era el objetivo inicial de la compañía, que ya había anticipado el fondeo para pagar sus obligaciones de 2020 con dos emisiones sucesivas de bonos locales (mayo y agosto), demostrando su flexibilidad financiera y su acceso al mercado de capitales local.

Sin embargo, y ante este contexto, Genneia brinda incentivos para que los tenedores de las ON Clase XXI acompañen a la empresa a cumplir con la regulación que establece el BCRA. Genneia ofrece nuevas ON Clase XXX, un instrumento denominado en dólares, cupón de 12% y amortización bullet a 2 años de plazo.

El domicilio de pago será en Nueva York. Las ON Clase XXX podrán ser integradas en especie (entregando en canje las ON Clase XXI) o en efectivo (en dólares).

Dentro de la opción de integración en especie, el inversor cobrará los intereses devengados hasta la fecha de liquidación y podrá elegir entre dos opciones por cada U$ 1,00 de ON XXI presentado al canje:

a) Opción Base: al menos U$ 0,40 centavos de pago en efectivo en concepto de cancelación de capital de las ON XXI más el remanente en las nuevas ON Clase XXX, combinado con una contraprestación en efectivo de 1,0% de valor nominal, pagadera en Pesos, en caso de participar en el canje antes del 5 de noviembre de 2020 (fecha de Early Bird); o Complejo Olivos Building II Nicolás Repetto 3676 3° piso (1636) Olivos – Bs As – Argentina
Tel: +54 11 6090-3200

b) Opción Par: U$ 1,00 en las nuevas ON Clase XXX, combinado con una
contraprestación en efectivo de 4,0 % de valor nominal, pagadera en Pesos,
en caso de participar en el canje antes del 5 de noviembre de 2020 (fecha
de Early Bird).

Más del 90% de las ventas de Genneia están denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo (PPA, según sus siglas en inglés) y más del 70% provienen de activos de energía renovable. Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana y algunos de sus contratos cuentan con el respaldo del Banco Mundial.

En los últimos doce meses, el EBITDA de Genneia alcanzó los U$ 250 millones. El perfil crediticio de Genneia mejora reflejándose en un ratio de
apalancamiento cayendo a 3,5x y una elevada liquidez que es utilizada para el repago de deuda.

Esto y la solidez crediticia de la empresa respalda la decisión de los tenedores de participar en el canje.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y el CEO de Pan American Energy Group, Marcos Bulgheroni, recorrieron las obras de ampliación de la refinería de AXION Energy ubicada en la localidad bonaerense de Campana.

La obra, que en su momento pico generó trabajo para más 4.000 personas, forma parte de un plan de inversión de 1.500 millones de dólares que permitirá a AXION Energy incrementar en 60% su capacidad de producción de gasoil y 50% la producción de naftas, además de mejorar su calidad para llevarlos a los mayores estándares del mundo.

Tras la visita por las instalaciones de la planta, Martínez expresó que “la ampliación de la refinería es muy importante para la industria, no sólo por la generación de trabajo directo e indirecto por la obra, sino que también permite producir insumos para otras actividades, contribuyendo al desarrollo nacional y el empleo”.

“Inversión para producir es fortalecer el trabajo y el crecimiento. Agradezco la invitación a Marcos (Bulgheroni) y felicito a PAE por esta obra que sin dudas es un salto de calidad para sus productos”, expresó el secretario.

Por su parte, Bulgheroni destacó que “esta obra nos permite profundizar el proceso de industrialización del petróleo que también producimos”.

Entre las unidades que ya están operativas se encuentra una planta de producción de combustibles de bajo azufre, mientras que en las próximas semanas será inaugurada la nueva planta de coqueo de la refinería.

En la visita, también estuvieron presentes Ezequiel Sabor, jefe de Gabinete de la municipalidad de Campana; Pedro Milla, secretario general de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles, directivos de la empresa y funcionarios de la cartera energética.

Buquebus, precursora mundial en la incorporación de un buque a gas natural licuado (GNL) para reducir su huella ambiental, incorporó una flota
de transporte a GNL, con camiones Scania Green Efficiency y un surtidor Galileo Patagonia® para el abastecimiento de los mismos.

Esta iniciativa se suma a la que había comenzado hace ocho años con la adquisición del buque Francisco y la instalación de una planta de licuefacción modular instalada en San Vicente, Provincia
de Buenos Aires, la cual fue desarrollada por la empresa argentina Galileo Technologies para proveer el GNL que da impulso a la moderna embarcación.

Del acto de anuncio participaron el gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, y el intendente de San Vicente, Nicolás Mantegazza.

“En Galileo siempre creímos en el valor de ser pioneros e innovadores, y esa es nuestra larga trayectoria: empezamos en 1983, cuando introdujimos el GNC, lo desarrollamos en Argentina y posteriormente lo exportamos al mundo. Luego, en el 2013 empezamos la provisión de equipos a Buquebus, compartiendo el sueño de Juan Carlos López Mena y su proyecto de GNL. Así, esta planta se convirtió en la primera nano GNL en alimentar al buque Papa Francisco que, dicho sea de paso, es el que se maneja a mayor velocidad en el mundo”, enfatizó Juan Ojanguren, Vicepresidente Ejecutivo de Galileo Energía.

Los surtidores Galileo Patagonia® de GNL están diseñados para ser instalados en centros industriales o logísticos y en estaciones de servicio, sin necesidad de conexión a las redes de gas convencionales. Sus mangueras permiten dispensar hasta 150 litros de GNL por minuto (l/min).

Juan Carlos López Mena, Presidente Grupo Buquebus, destacó las potencialidades de este tipo de combustible limpio y afirmó: “Imagínense toda la Argentina con gas licuado. Hoy existen miles de
camiones contaminando al cien por ciento que pasarían a ser muchos menos. Es una enorme cantidad de CO2 que dejaría de ir a la atmósfera, y a un costo económico mucho menor”.

En esta línea, Ojanguren declaró que “gracias a este proyecto podemos distribuir esta tecnología a lo largo del país y vamos a poder fomentar el desarrollo de las economías regionales, bajaremos sustancialmente el costo del transporte que es algo importantísimo para el país, y además hacemos una contribución gigantesca al medioambiente. El GNL es el punto de partida de una transición energética cierta y realizable para
nuestro país y para la región, porque el gas es argentino y la tecnología también”.

Por su parte, los camiones Scania Green Efficiency convierten a Buquebus en una de las primeras compañías del mundo en incorporar esta tecnología ya que las flamantes unidades son impulsadas exclusivamente con GNL.

El objetivo principal es aumentar la eficiencia, reducir el impacto sonoro y disminuir las emisiones de dióxido de carbono con respecto a las versiones
diésel convencionales. “El camino hacia un transporte sustentable y eficiente debe ser encarado por todos los eslabones que conformamos el sector. Estos camiones de nuestra línea Green Efficiency fueron diseñados para funcionar exclusivamente con GNL, y la elección de Buquebus por este tipo de combustible alternativo es esencial para continuar disminuyendo las emisiones contaminantes”, comentó por su parte Andrés Leonard, CEO de Scania.

La distribuidora Naturgy inauguró su nuevo Laboratorio de Calibraciones, el cual tiene el objetivo de asegurar la confianza en la exactitud de las mediciones de los equipos que intervienen en las mediciones del volumen de gas. La obra demandó una inversión de $ 45.300.000.  

El laboratorio, de más de 250 m2 y emplazado en el Centro Operativo San Martín, ubicado en General Paz y Avenida de los Constituyentes, cuenta con un sistema de climatización de precisión, el cual garantiza los requerimientos ambientales de los ensayos. Allí, se realizan calibración de medidores, calibración de instrumentos de presión y calibración de instrumentos de temperatura, entre otros servicios, teniendo el reconocimiento del Organismo Argentino de Acreditación OAA desde el año 2000.

Entre el equipamiento adquirido para el laboratorio se destacan:

• Banco de calibración de toberas críticas, el cual permite calibrar de a 10 medidores domiciliarios en forma simultánea, reduciendo los tiempos de ensayo y mejorando la exactitud de los resultados informados.

• Banco de calibración de medidores industriales: El mismo permitió ampliar el alcance del laboratorio a medidores de hasta 3000 m3/h.

La empresa destacó que el laboratorio de Naturgy es el único del país para calibración de medidores que cuenta con la acreditación bajo norma ISO 17.025-2017 (OAA)

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 es de 26.200 kilómetros.

Con temperaturas inferiores a las del año pasado y en plena cuarentena,  la demanda de energía eléctrica registró en setiembre último un descenso promedio país de 1,7%  en comparación con el mismo mes del año pasado.  En este sentido, el consumo en la CABA y el Conurbano bonaerense mostró un ascenso tanto en el área a cargo de Edesur  (1,4%) como en la de Edenor  (3,4%), tendencia que no se evidenció en el resto del país, donde se presentó una caída general de 3,3%, según datos provisorios de CAMMESA informados por la Fundación Fundelec.

El relevamiento indicó que hubo una importante caída en el consumo industrial y comercial que no se logró compensar con el ascenso en el consumo hogareño como ocurrió en meses anteriores.

Así, septiembre representó la segunda caída consecutiva del año, luego del descenso de agosto (-6,7%). De esta forma,  entre enero y septiembre de 2020 el consumo eléctrico acumula una baja de  1,2% comparado con el mismo periodo del año pasado.

En septiembre de 2020, la demanda neta total del MEM fue de 10.042,9 GWh; mientras que en el mismo mes de 2019 había sido de 10.211,9 GWh y por lo tanto la comparación interanual evidencia el descenso de  1,7%.  Asimismo, existió un decrecimiento intermensual que llegó al 6,4% respecto de agosto de 2020, cuando había tenido una demanda de 10.725,4 GWh.

 Esta caída interanual se da luego de leves ascensos en junio y en julio, y una fuerte caída en agosto de 2020.

 Aunque existe un aumento de la demanda de eléctrica residencial, aún está impactando la coyuntura del aislamiento preventivo y la menor actividad comercial e industrial en el marco de la pandemia por el Covid 19.

En base a los datos de CAMMESA, se puede discriminar que del consumo total de este mes el 47% (4.734 GWh) pertenece a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 26% (2.628,2 GWh) y el industrial 27% (2.680,7 GWh).

También, en la comparación interanual  la demanda residencial ascendió 10,9%, la comercial cayó 10,6%, mientras que la industrial bajó 10,9% .  Sin embargo, se dio una curiosidad en torno al consumo de potencia: la máxima demanda de potencia en setiembre quedó a menos de 4.000 MW del record histórico y a poco más de la mitad de la potencia instalada que informa CAMMESA: 22.683 MW es el máximo consumo de potencia de septiembre, 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 septiembre de 2020) 4 meses de baja  (abril de 2020, -11,5%;  mayo, -7,6%;  agosto, -6,4%; y septiembre de 2020, -1,7%) y 8 meses de suba (octubre de 2019,  5%; noviembre, 5%;  diciembre, 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,  el acumulado de la demanda de electricidad de los primeros nueve meses del 2020 presenta una caída del  1,2%.  En cambio, en el año móvil (octubre de 2019 a septiembre de 2020) presenta un aumento de 0,3%.

En cuanto al consumo por provincia, en septiembre fueron 13 las provincias y empresas que marcaron descensos:  Chubut (-37%),  Neuquén (-7%),  Santa Cruz (-7%),  Mendoza , Río Negro y  San Juan (-5%),  Santa Fe (-3%),  Formosa (-2%), EDES, Tucumán, Salta, La Rioja y  Córdoba (-1%), entre otras.  En tanto, 14 provincias presentaron ascensos:  Misiones  (11%), Chaco  (7%), EDELAP y  EDEN (5%),  San Luis (4%),  Santiago del Estero y La Pampa (3%),  EDEA (2%),  Corrientes, Catamarca, Entre Ríos y  Jujuy (1%),  entre otros.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron  37%  del consumo total del país y totalizaron un ascenso conjunto de 2,5%,  los registros de CAMMESA indican que Edenor tuvo un crecimiento de lademanda de 3,4%, mientras que en Edesur  la demanda ascendió 1,4%.  En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 3,3%, según datos de CAMMESA.

La temperatura media de septiembre fue de 14.6 °C,  mientras que en el mismo mes del año anterior fue  de 15.4 °C, y la histórica del mes es de 14.5 °C.

En cuanto a Generación, acompañando el comportamiento de la demanda, la generación local presentó un decrecimiento siendo 10.344 GWh  en setiembre último contra 10.623 GWh registrados en septiembre de 2019.  Además, la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja y presentó una caída (se importaron 78 GWh,  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 nacional, destacándose además el crecimiento en la participación de las energías renovables superior a la energía nuclear.

La generación hidráulica se ubicó en 2.417 GWh en septiembre de 2020 contra 2.900 GWh en el mismo periodo del año anterior.  Así, este mes sigue liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 56,41% de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas cubrieron al  23,19% de la demanda, las nucleares proveyeron  8,44%, y las generadoras de fuentes alternativas  11,21% del total.  La importación representó el 0,75% de la demanda total.

DATOS ESPECÍFICOS DE LA CUARENTENA (del  20-03 al 22-10)

 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 22 de octubre, es de 11,9%.

La demanda residencial, comercial e industria liviana sufrió una baja de casi 2 GWh  medios diarios.  La caída de la demanda total (residenciales, industriales y comerciales) en la cuarentena es de  5%.

Setiembre de 2020 fue alcanzado por la cuarentena (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) dispuesta desde el  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 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 93% de su demanda previa a la cuarentena (sin considerar la demanda de ALUAR).

 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 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 supera el 6,7%. Uno de los sectores que se recuperó en el último mes es el de Petróleo y minerales con una suba de 2,9%.

Para la región del Gran Buenos Aires, que tiene la mayor demanda GUMAs+AUTO del país, se observa un nivel equivalente al  81% de su consumo previo a la cuarentena, mejorando alrededor de 12 puntos en comparación con la primera semana de aislamiento.

En el resto de las regiones, en promedio, se registra un nivel de algo más del 87% de su demanda previa a la pandemia.

La subasta electrónica realizada por el MEGSA para la provisión de gas natural a CAMMESA con destino a la generación de electricidad durante el mes de noviembre arrojó un precio promedio país de 2,01  dólares  por millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de 2,44 dólares por millón de BTU puesto en el ingreso al Gran Buenos Aires.

Se trata de precios a la baja 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.

Octubre había arrojado precios promedio de U$ 2,46 para el PIST y de 2,99 dólares por MBTU para el gas puesto en el GBA., en tanto que en setiembre había sido de 2,47 y 2,89 y en agosto (pleno invierno) había sido de 2,53 y 3 dólares por MBTU, respectivamente.

El volumen ofrecido en las 72 ofertas presentadas en la última subasta totalizó 59.790.000  metros cúbicos día.  El mes pasado las ofertas fueron 74 y el volumen alcanzó los 60.890.000 metros cúbicos día.

Para el abasto de setiembre las ofertas habían sido 40 por  34.750.000 M3, y en agosto 28 ofertas que habían totalizado 26.680.000 metros cúbicos día de gas.

Para noviembre (octubre) el mayor número de ofertas (44)  fueron presentadas por productores de la Cuenca Neuquina y sumaron 39.220.000 m3/día. Le siguieron 18 ofertas desde Tierra del Fuego por 17.370.000  metros cúbicos día, 5 ofertas desde Chubut por 1.800.000 M3/día,  3 desde  Santa Cruz, por 800 mil M3/día, y 2 ofertas desde la Cuenca Noroeste por 600 mil m3/día.

Los precios PIST mínimos y máximos registrados en la subasta para el gas de la Cuenca Neuquina fueron de 1,25 y 2,67 dólares por MBTU. Puesto en el GBA ése gas tendrá precios que van de 1,55 a 3,04 dólares el MBTU.

Para el gas natural de Tierra del Fuego los precios PIST ofertados fueron de 1,38 a 2,31 dólares por MBTU y su colocación en el acceso al GBA tuvo precios de 1,91 a 2,95 dólares por MBTU.

El gas de Chubut se ofreció a precios PIST de entre 1,78 y 2,55 dólares el MBTU, y a precios de 2,17 a 3,01 dólares puesto en el GBA.

El gas natural producido en Santa Cruz se ofreció a precios PIST de 1,89 a 2,36  dólares, y de 2,44 a 2,97 dólares por MBTU a su ingreso al GBA.

En el caso del gas de la cuenca Noroeste se cotizó a precios de entre 2,41 y 2,46 dólares en el PIST y de entre 2,90 y 2,96 dólares el MBTU en el GBA.

La cantidad de oferentes, y el volumen ofrecido a CAMMESA, con precios más bajos que en la subasta anterior permite suponer el interés de las productoras en asegurarse la colocación de mayores cantidades de gas con destino a la generación de electricidad habida cuenta que ya en setiembre comenzó a descender, por razones estacionales, la demanda residencial de este insumo.

Mientras, se aguarda por una mejora paulatina de la demanda de gas por parte de las industrias, conforme se vayan recuperando niveles de actividad en la economía que fueron muy afectados por la pandemia del COVID-19.

Estos precios y los volúmenes disponibles en las distintas cuencas para el abasto de gas a las diversas demandas son parte del análisis que realiza el gobierno para ajustar detalles del plan de impulso a la producción gasífera convencional y no convencional para el período 2021/2023 (+ 1) cuyo decreto esta por publicarse.

El plan referido ya fue anunciado por la Secretaría de Energía, bajo la órbita del Ministerio de Economía, que evalúa el costo fiscal de la medida, consistente en garantizar un volumen de producción por Cuenca (para yacimientos convencionales y no convencionales) con precios que surgirán de subastas,  y sobre el cual se aplicará un subsidio hasta garantizarles un precio que podría rondar un máximo de 3,70 dólares por MBTU para la Neuquina, y de 3,40 para las otras.

Su puesta en vigencia será a partir de noviembre y se espera que la mayor producción de gas natural en el país reduzca la importación de este insumo ya en el invierno 2021.

El secretario de Energía, Darío Martínez, encabezó un encuentro del Consejo Federal de Energía (CFE), que se realizó a través de videoconferencia, con las autoridades provinciales (Ministros, Secretarios y Subsecretarios) del área energética de todo el país.

Los funcionarios provinciales coincidieron en la necesidad de pensar políticas energéticas a mediano y largo plazo para activar las obras de infraestructura, relacionadas a la exploración y explotación de hidrocarburos, las energías renovables y los biocombustibles, para apuntalar el empleo en todas las regiones.

A su vez, también compartieron la necesidad de focalizar la política de subsidios para garantizar que sean destinados a los sectores sociales que más requieren de la colaboración del Estado.  

También valoraron la importancia del Programa Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), que permite realizar proyectos energéticos en las regiones rurales más vulnerables del país, que hoy no cuentan con acceso al suministro eléctrico por la falta de la instalación necesaria para acceder a la red.

El secretario aprovechó la oportunidad para anunciar la extensión del plazo del préstamo con el Banco Mundial para este programa hasta junio de 2022, cuyo monto total será de US$ 170 millones. 

“Hay que cambiar la centralidad desde donde se toman las decisiones y este consejo es fundamental para eso”, señaló Martínez, y agregó: “El consejo debe incidir en las decisiones que tome la Secretaría de Energía”.

Participó del encuentro el subsecretario de Coordinación Institucional de la secretaría de Energía, Santiago Yanotti.

Las Cámaras de productores de biocombustibles comunicaron su “rechazo a ser la causa de los incrementos de precios de naftas y gas oil, como trascendió en medios periodísticos”.

Al respecto señalaron que “tras 10 meses de congelamiento en los precios de los biocombustibles, las autoridades nacionales dispusieron un aumento de sólo el 10%, que no refleja las variaciones de la economía ni los incrementos de costos experimentados en la producción”.

Sin embargo, explicaron, “en ese periodo, naftas y gas oil tuvieron en surtidor, precios muy por encima de los internacionales, justificados por el alto precio de transferencia interna del petróleo crudo para su refinación, derivado del decreto del Poder Ejecutivo Nacional que estableció un precio sostén para éste, denominado “barril criollo”.

“Mientras en el mundo los precios de los combustibles registraban una profunda baja, los consumidores argentinos debieron subsidiar a la cadena de valor del petróleo, soportando precios impropios para una situación económica tan difícil como la que atraviesa el país”, puntualizaron.

Y añadieron que “adicionalmente, previo al incremento otorgado a los biocombustibles, se dispusieron dos aumentos de precio (en naftas y gasoils) en menos de 30 días y ahora anuncian un tercero”.

“Como el bioetanol y el biodiesel se mezclan -o debieran mezclarse- al 12 y 10% respectivamente en naftas y gas oil, su incidencia no es relevante en el precio al consumidor y, menos aún, en los aumentos que disponen por sí las refinadoras de petróleo”, señalaron estos productores.

El comunicado emitido por este sector fue avalado por la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno (AABH), la Cámara Argentina de Biocombustibles (CARBIO), la Cámara de Bioetanol de Maíz (BIOMAIZ), la Cámara de Productores de Biocombustibles en Origen (CIGBO), la Cámara Santafesina de Energías Renovables (CASFER), y el Centro Azucarero Argentino (CAA).

La semana pasada la secretaría de Energía dispuso el incremento del 10 por ciento a los precios del biodiesel y bioetanol como parte de un sendero de recomposición que se continuará en los próximos meses. El criterio de la cartera a cargo de Darío Martínez es similar al aplicado con las refinadoras de naftas y gasoils en el último mes y medio, luego del congelamiento dispuesto en el último trimestre de 2019.

Otro tanto ocurrió con la actualización del Impuesto a los combustibles Líquidos (ICL), dispuesto también la semana pasada.

Acerca del esquema del Barril Criollo, Energía justificó su vigencia entre productoras y refinadoras para preservar niveles de actividad en la industria petrolera , y fuentes de trabajo en el rubro. Además de los ingresos por regalías a las provincias petroleras.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, confirmó a los funcionarios que estarán a cargo de las cuatro Subsecretarías que gestionarán la política energética del gobierno: Energía Eléctrica; Hidrocarburos; Planeamiento Energético, y la Subsecretaría de Coordinación Institucional.

Martínez mantuvo una reunión con su equipo de Energía, y se manifestó “muy contento y entusiasmado porque tenemos mucho trabajo y desafíos por delante”.

Federico Basualdo, hasta ahora interventor en el Ente Nacional Regulador de la Electricidad, fue designado Subsecretario de Energía Eléctrica. Es docente en la Universidad de Buenos Aires (UBA) e Investigador del Área de Economía y Tecnología en FLACSO (Argentina). Publicó numerosos artículos e investigaciones sobre el sector energético.

También se venía desempeñando como representante del Estado Nacional en el directorio de las Empresas TGS (Transportadora de Gas del Sur), Distribuidora de Gas Cuyana y Naturgy (Gas Natural BAN).

Por su parte, Maggie Luz Videla Oporto fue designada al frente de la Subsecretaría de Hidrocarburos. Ingeniera química egresada de la Universidad Nacional de San Juan, con postgrados en petróleo, minería y sustentabilidad. Tiene más de 20 años de experiencia profesional, tanto en el sector público como privado, en la actividad energética, petrolera y minera. A la fecha, Videla Oporto se desempeñaba como asesora en la Subsecretaría de Hidrocarburos.

Javier Papa se desempeñará como Subsecretario de Planeamiento Energético. Graduado Doctor en Economía (PhD) en el Instituto Max Planck – FSU Jena (Alemania) , con anterioridad obtuvo una Maestría en Políticas Públicas en el SPRU – Universidad de Sussex (Inglaterra), y una Licenciatura en Economía en la Universidad de Buenos Aires.

Tiene experiencia en el ámbito académico, incluyendo tareas de investigación en la UBA y el CONICET, así como en el Instituto de la Tierra de la Universidad de Columbia (EEUU).

En el ámbito de la Administración Pública tuvo cargos de economista senior en el gobierno británico e irlandés, antes de incorporarse al Ministerio de Economía de la Nación.

Santiago Yanotti será Subsecretario de Coordinación Institucional de Energía. Abogado, desde 2013 dirige el Ente Regulador de los Servicios Públicos de Tucumán, organismo que preside hace un año.

Desde 2015 es vicepresidente de la Asociación Federal de Entes Reguladores de Agua y Saneamiento. Desde 2019, consejero por Tucumán en el Consejo Federal de Energía Eléctrica. Profesor en la Universidad Nacional de Tucumán y Universidad de San Pablo en las carreras de abogacía y ciencia política. Dio conferencias sobre el Estado y la regulación de los servicios públicos, y las nuevas tecnologías aplicadas a la energía.

El viernes 16, el juez Federal de Zárate-Campana González Charvay ordenó la clausura en forma preventiva de la terminal de descarga de Gas Natural Licuefaccionado (GNL) emplazada en el km 74 del río Paraná de las Palmas, puerto de Escobar, provincia de Buenos Aires.
Según fuentes judiciales, la medida sería de carácter provisorio y se basa en una pericia que advierte “riesgos potenciales muy elevados para la población.”

El hecho disparó una serie de trascendidos y puso la lupa sobre la importación de GNL, pero también sobre la exportación.

Según publicó Santiago Spaltro en El Cronista, el Gobierno analiza hacer volver un barco regasificador a Bahía Blanca, dijo también que “los técnicos oficiales estudian opciones para el abastecimiento en 2021”. Consultadas por E&N, las autoridades del área afirmaron que no están estudiando la vuelta del regasificador a Bahía Blanca.

Escobar

El asunto de Escobar no es nuevo. El fallo del juez González Charvay es consecuencia de una denuncia interpuesta por integrantes de asociaciones ambientalistas que 2011 argumentaron “el peligro, severo daño ambiental e ilegalidad en la localización de las instalaciones, así como la presunta comisión de graves delitos”.

Finalmente y tras nueve años llegó a manos del magistrado el informe pericial requerido por la Cámara de Apelaciones de San Martín y sobre el cual se basó la decisión de llevar a cabo el cierre preventivo de la terminal.
La pericia, finalizada recién el miércoles 14, es categórica al asegurar que existen “altos niveles de riesgos con consecuencias catastróficas por incendios y explosiones, de elevado poder destructivo, tanto en la terminal y su entorno como en la ruta de navegación, que provocarían un elevado número de víctimas fatales”.

Por tratarse de un área de jurisdicción federal, la Prefectura Naval Argentina será la fuerza que tendrá a cargo cumplimentar la orden judicial; también se notificó al Ministerio de Transporte y a la Secretaría de Energía. Según fuentes oficiales, la decisión judicial no implica por el momento un riesgo para el normal abastecimiento de gas en la Argentina, pero sí agrega una complicación en el futuro.

Licuefacción

La pomposa despedida realizada por Mauricio Macri en octubre de 2018 del regasificador de Bahía Blanca fue gesto simbólico del ex presidente por demostrar que su gestión no requirió de energía importada.
Algunos expertos indicaron que se trató de un error estratégico y que , si bien la regasificadora de Escobar inyecta directamente en el anillo de transporte del AMBA, los buques deben ingresar con el 60% de la carga y además allí las operaciones son mucho más costosas.

El nuevo plan a anunciado por el Gobierno transmite la idea de que la producción nacional cubrirá plenamente la demanda y que incluso habilitará las exportaciones en firme, por lo que las importaciones serán eventuales y exclusivamente para cubrir picos extremos.

Malos negocios

Por otra parte, desde el año pasado YPF viene realizando exportaciones de GNL desde el Puerto Ingeniero White, en las cercanías de Bahía Blanca, casi todas a pérdida, una patriada de la que aún no se tiene cabal comprensión. Esta semana YPF informó a la Bolsa que pagará una compensación de 150 millones de dólares al grupo belga Exmar por la anulación de un contrato para licuar gas natural.

El acuerdo incluye la “finalización de los reclamos arbitrales iniciados” por Exmar contra YPF el pasado 15 de julio, no pudiendo ya el grupo belga ni sus filiales reclamar nada más a la petrolera de bandera. YPF precisó que abonará a Exmar un total de 150 millones de dólares, con un pago inicial de 22 millones de dólares y el resto en 18 pagos mensuales.

Los acuerdos firmados en 2018 tenían una duración de 10 años, con una inversión por parte de YPF de aproximadamente 20 millones de dólares.
Mediante aquel acuerdo, YPF se proponía licuar gas natural en una barcaza de Exmar en el puerto argentino de Bahía Blanca. El objetivo de YPF por entonces era el de producir un volumen aproximado de gas natural licuado (GNL) de 500.000 toneladas por año tomando gas natural proveniente de sus yacimientos en Argentina y exportarlo a distintos mercados internacionales, incluyendo Asia, Europa y mercados regionales.

La barcaza contratada posee una capacidad de almacenamiento 16.100 metros cúbicos de GNL y puede licuar 2,5 millones de metros cúbicos de gas natural. Sin embargo, por los altos costos y los bajos precios internacionales, el proyecto nunca fue rentable y a mediados de este año YPF resolvió dejar sin efecto el acuerdo, lo que motivó que Exmar iniciara un reclamo.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) incorporó a la web oficial del organismo una nueva herramienta digital que permite acceder a los datos estadísticos y operativos del sistema de ara esportee y distribución de gas por redes y permite realizar comparaciones.

La nueva herramienta de consulta interactiva está disponible en la página web del Organismo ingresando a “Visualización Dinámica de Datos”.
A partir de la visualización dinámica de datos, es posible seleccionar, acceder y descargar de forma fácil y ordenada los datos estadísticos y operativos del Servicio, teniendo la posibilidad de elegir instantáneamente los cruces y el análisis de información de preferencia.

La aplicación permite, por ejemplo, elegir los parámetros para comparar visualmente la evolución de los consumos, según tipo de usuario, modo de facturación y de actividad, seleccionando la modalidad de desagregación, tanto regional como temporalmente. Incluso, una vez realizada la consulta con los criterios y parámetros seleccionados, el usuario y la usuaria podrán optar entre tablas, gráficos y/o mapas de comparación y descargar el resultado.

Federico Bernal, Interventor del ENARGAS, dijo que: “Es un día histórico en materia de derecho al acceso de la información. Con esta herramienta, en la que venimos trabajando desde hace meses, combinamos acceso a la información y conocimiento que permite una mejor comprensión y formación en materia de servicio público de gas. Conocimiento, porque la información viene -según el formato- acompañada siempre de análisis técnico. Es decir, con valor agregado aportado por las distintas gerencias y departamentos del ente regulador. Esta iniciativa es inédita en la historia del ENARGAS. De esto también se trata “poner a la Argentina de pie” y reconstruirla, como nos pidió el Presidente de la Nación, Alberto Fernández”.

El objetivo de esta innovadora propuesta -que se suma a la divulgación de los “Informes Gráficos” publicados por el ENARGAS desde mediados de agosto-, es poner a disposición de usuarias y usuarios, profesionales, técnicos y trabajadores, sector académico, industria, periodistas y medios de comunicación, así como autoridades municipales, provinciales y nacionales los datos relacionados con el transporte, la distribución y el consumo del servicio público de gas, de una forma dinámica, de fácil acceso y visualización.

El Programa “Estado del Gas” dentro del cual se enmarca esta iniciativa, es una herramienta de transparencia informativa. Su enfoque se basa en los principios de Transparencia Activa de la Ley Nº 27.275 sobre el “Derecho de Acceso a la Información Pública”. Este proceso contempla la mejora de los protocolos informativos existentes y la creación de otros nuevos, con el fin de empoderar a usuarias y usuarios del servicio público de gas por redes, profundizando el acceso al conocimiento del sector al ofrecer nueva información, en mayor volumen, y de forma coordinada, sistémica, profesional y confiable y amigable.

Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) alcanzó, a tres meses de finalizar el 2020, el récord histórico de generación eléctrica anual de origen nuclear.

La empresa operadora de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse, generó 7.947.430 MWh desde el 1 de enero al 30 de septiembre de este año. 

Las centrales nucleares argentinas continuaron generando energía desde el inicio del Aislamiento Social Preventivo Obligatorio, que comenzó el 20 de marzo. En los meses de abril y mayo se lograron récords históricos de generación eléctrica mensual y en abril la participación nuclear en el mercado eléctrico alcanzó un pico de alrededor del 11%.

Con el objetivo de cuidar a sus trabajadores, Nucleoeléctrica implementó acciones para proteger la salud del personal y mantener la operación segura y confiable de sus centrales. Se establecieron guardias mínimas presenciales en las plantas, bajo estrictos protocolos de prevención ante la pandemia de COVID-19. El resto del personal de la empresa, continuó realizando tareas desde sus hogares.

Las centrales nucleares no dependen de factores estacionales ni climáticos para su funcionamiento y son claves en la lucha contra el cambio climático porque no generan gases ni partículas causantes del efecto invernadero, uno de los responsables del calentamiento global. Hasta el momento, la energía generada en 2020 permitió ahorrar la emisión de 5.058.677 toneladas de CO2.

El secretario de Energía, Darío Martinez, ex diputado nacional por Neuquén y ex presidente de la Comisión de Energía de la Cámara Baja, formuló en los últimos días una serie de declaraciones periodísticas procurando transmitir los trazos gruesos de la política energética del gobierno nacional,  a los diversos co-protagonistas de la industria hidrocarburífera,  del sector eléctrico, y a la población en general.  Esos trazos y las definiciones de medidas específicas, advirtió, están condicionadas por la Pandemia del Covid-19 que continúa afectando al país y al mundo.

En tales declaraciones, realizadas por separado, a diversos medios gráficos, radiales, televisivos y en sitios web especializados, Martínez hizo hincapié en que el gobierno de Alberto Fernández se encontró con una “situación compleja” (también en el rubro energético) por lo que “resulta indispensable generar confianza en todos los actores del sector”.

“La política energética debe analizarse de manera integral”, remarcó, y en tal sentido dijo que considera “un acierto del Presidente poner a la Secretaría en la órbita de Economía”, dado que muchas decisiones en el sector, por caso precios, tarifas y subsidios,  están en relación directa con la situación y las perspectivas macroeconómicas del país en el corto y mediano plazos.

Con relación a la política tarifaria para los servicios de gas y de electricidad en la etapa post pandemia, el Secretario señaló que “tenemos tarifas congeladas hasta diciembre en función de la pandemia,  estamos trabajando en cuanto a la aplicación de herramientas como el subsidio focalizado (a nivel residencial) para llegar de una manera mucho más eficiente a aquel que la está pasando mal  y no puede pagar” la tarifa completa.

En tal sentido, aludió a una serie de reuniones que él mismo viene manteniendo con empresas distribuidoras gasíferas  y eléctricas de todo tipo, y estamos buscando la manera mucho más eficiente de llegar a cada uno de los usuarios.

“No podemos escuchar  sólo a un sector que nos dice que las tarifas están atrasadas, si (a fin de año) estamos mejor , si la economía y la capacidad de producción se recuperó, y si hay un ciudadano que puede pagar , veremos cual criterio tarifario aplicar. Si todo se complica, veremos si  se siguen congelando o no”, comentó el funcionario, quien considera que tras el congelamiento habrá una surte de transición tarifaria hacia un esquema de más largo plazo.

“Queremos que lo que el usuario residencial destine al pago de la energía que consume tenga una cierta proporcionalidad y estabilidad, pero a eso se llegará a más largo plazo”, explicó Martinez.

Acerca de la revisión sugerida por los interventores en los entes reguladores del  gas (Federico Bernal) y de la electricidad (Federico Basualdo) a las RTI dispuestas durante el gobierno de Cambiemos para las tarifas de ambos servicios, el Secretario de Energía sostuvo que ello está “entre las funciones propias de los Interventores  en el  ENRE y en el Enargas”.

 “Son su responsabilidad,  son totalmente compatibles y no contradictorias con la política que hemos encarado desde la Secretaría, queremos ver que pasa con la caja de las empresas prestadoras de estos servicios, cuantos recursos destinan para hacer obras,  y vengo hablando el tema con los interventores”, remarcó el  funcionario , quien consideró que ”con un análisis mas fino de lo que ocurre se puede llegar a mejores decisiones”.

Con relación a la situación de distribuidoras de gas y de electricidad que no están pagando a las productoras-proveedoras del insumo,  y a CAMMESA, Martínez afirmó que “esta misma semana tendremos reunión con Economía para analizar la situación de algunas distribuidoras (que argumentan no poder pagar por la afectación en sus ingresos debido al congelamiento y a la pandemia, que redujo la demanda industrial y comercial).

“Estas empresas deben entender que teníamos un Estado quebrado al asumir el gobierno y se verá que hacer”, indicó.

Con relación específica al transporte de electricidad y el estado de las redes del sistema, el Secretario estimó que durante el verano “van a haber cortes de energía por alta demanda sobre todo residencial”,  y explicó que se trabaja en el diseño de un plan a dos años para adecuar las redes de transmisión”. 

Martínez refirió que el tema esta siendo analizado con los intendentes de los partidos del AMBA . “Necesitamos que las distribuidoras cumplan con los compromisos de inversión para la mejora del servicio, y también tenemos que hablar sobre las deudas con CAMMESA.  Tienen que tener mayor voluntad de pago”. advirtió.

En otro orden,  y acerca de la situación de los proyectos adjudicados pero inconclusos en materia de energías renovables (Plan RenovAR 2), con plazos de realización varias veces diferidos, el Secretario Martínez señaló que “les dimos veinte días a las empresas adjudicatarias para ver por qué no se realizaron, queremos analizar los contratos, ver bajo que condiciones se firmaron, y resolver”.

“Aquel que no tenga intenciones de seguir con el proyecto puede dejar  el lugar a otros interesados”, agregó.  “Entendemos la energía renovable es la que viene,  pero no a cualquier precio”, indicó, en relación a las remuneraciones por tal energía.

Con relación al rubro Combustibles, el Secretario de Energía explicó una política gradual en curso indicando que “las empresas (refinadoras de crudo, elaboradoras de biocombustibles )  fueron tomando un sendero de precios, a lo que se sumó una actualización del ICL ( Impuesto a los Combustibles Líquidos) que se venía postergando”. “Están pidiendo mucho mas pero ha sido gradual y lo iremos viendo según evoluciones la situación macroeconómica”, señaló.

Acerca  del esquema del Barril Criollo, que se comercializa entre productores y refinadores para el mercado interno, Martínez  explicó que “Argentina no resiste un esquema de desocupación como consecuencia de las oscilación de los precio del crudo”. “Cuando el precio del petróleo está por el suelo, eso tiene repercusión en el nivel de actividad en la pérdida de puestos de trabajo, y si el precio (internacional ) se va muy arriba ello no se derivará automáticamente a precios en el surtidor. Hay que tener un precio que sostenga la actividad”, puntualizó.

El funcionario destacó en este orden que “es importante considerar para el sector no sólo el tema del  barril criollo sino la baja de retenciones que el gobierno dispuso para el petróleo ya que ello abrió una ventana de posibilidad para la exportación, pero sin descuidar el mercado interno”.

En otro orden,  y mientras se aguarda la publicación del decreto detallando el Plan Gas Argentino 2021-2023 anunciado la semana pasada para estimular la producción de gas convencional y no convencional, Martínez destacó en sus varias declaraciones que el programa apunta a las productoras, a la mayor participación de las pymes locales proveedoras de bienes y servicios, a preservar puestos de trabajo en la industria, y a garantizar adecuado abastecimiento a los usuarios.

“El Plan apunta a establecer un esquema de confianza y de previsibilidad para todos los actores”, señaló. Y remarcó que “analizaremos las inversiones de las empresas  y el valor agregado nacional aplicado al desarrollo de la actividad”, señaló Martínez, quien reivindicó el esquema de subastas para definir precios y volumen de abasto a contratar.

“Entendemos que las empresas obtendrán un precio que permita recuperar costos y reinvertir el incentivo (diferencial con precio tope) que dispondrá el Estado para revertir el declino de la producción y tener menor necesidad de importación”. “Hemos contemplado un esquema de garantía respecto al pago de los incentivos del plan”, refirió.  Y “ habrá 5.600 millones de ahorro de divisas en tres años”, remarcó.

Acerca de las condiciones para participar del nuevo programa, Martínez sostuvo que “queremos que todas las empresas productoras participen”.

 Pero Remarcó que “tenemos que cuidar los recursos del Estado;  Hay juicios cruzados con alguna  (Tecpetrol) y queremos llegar a un acuerdo para que pueda participar. Tiene que renunciar a eso para ingresar al nuevo esquema” puntualizó el Secretario.

Acerca de la infraestructura de transporte del gas a producir hasta los centros de consumo, Martínez  refirió que “estamos analizando el mercado del sur del Brasil, pero hay que ver por cuantos años nos puede estar comprando Brasil (que tiene en desarrollo el Presal)  y si hay que hacer un gasoducto nuevo”.

Mientras tanto, reveló que se analiza la inversión de unos 600 millones de dólares para aumentar en 10 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte en el sistema de gasoductos existente (operados por TGN y TGS).

La Secretaria de Energía de la Nación publicó en el Boletín Oficial la resolución 30/2020 por la cual autorizó un incremento en el precio de las garrafas de gas de uso doméstico comercializadas en el mercado local, al tiempo que también resolvió aumentar el subsidio a dichas garrafa para unos 2.300.000 beneficiarios comprendidos por el Programa Hogar.

La citada resolución explicó que, “teniendo en cuenta la declaración de la emergencia (económico-social y sanitaria) , y en atención a la protección de los usuarios vulnerables consumidores de GLP envasado, resulta necesario disponer la modificación del monto del subsidio por garrafa a ser entregado a los beneficiarios del Programa HOGAR”.

El monto del subsidio, que rige retroactivamente desde el 1 de octubre, se incrementa desde 183 a 254 pesos por garrafa para todos los beneficiarios de la Asignación Universal por Hijo (AUH), Ingreso Federal de Emergencia (IFE), jubilados y trabajadores que cobren menos de dos salarios mínimos y que no tengan servicio de gas por redes y sean beneficiarios del Programa Hogar.

Que el Programa Hogar  prevé un esquema de precios máximos de referencia y compensaciones a ser aplicados a los volúmenes de producto, butano y propano, que tengan por destino exclusivo el consumo en el mercado interno de GLP envasado en garrafas de diez (10), doce (12) y quince (15) kilogramos de uso doméstico.

Por otra parte, Energía dispuso modificar los precios máximos de referencia para los productores de butano y propano de uso doméstico con destino a garrafas de 10,12 y 15 kilogramos, y también los precios máximos de referencia de estas garrafas de GLP para los fraccionadores, distribuidores y comercios, “actualizando los valores”.

Esto último “teniendo en cuenta la variación experimentada en los valores asociados a la producción de GLP, así como en los costos observados en los segmentos de fraccionamiento, distribución y comercio minorista”, “propendiendo a que el precio al consumidor final resulte de los reales costos económicos de la actividad en las distintas etapas, de manera que la prestación del servicio se realice con las debidas condiciones de calidad y seguridad, siempre manteniendo la protección de los usuarios vulnerables a través del Programa Hogar”.

Así, los nuevos precios máximos de referencia en planta del productor de butano y propano con destino a garrafas de uso domestico pasó a ser de 10.885 pesos a partir del mes en curso (octubre).

En tanto,  los nuevos precios máximos de referencia para las garrafas de GLP de 10, 12 y 15 kilogramos de capacidad para Fraccionadores, Distribuidores y Comercios son:

. Fraccionador $ 203,55 (10 Kilogramos),  $ 244,26 (12 Kg),  y  $ 305,32 (15 Kg).

. Distribuidor $ 342,50 (10 Kg),  $ 411,00 (12 Kg),   y  $ 513,75 (15 Kg).

. Precio de venta al público $ 359,62 (10 Kg),  $ 431,55 (12 Kg), y  $ 539,44 (15 Kg).

 Los referido precios máximos de referencia  son antes de impuestos y no incluyen el costo por el servicio de venta a domicilio, indicó la resolución.

Según estimaciones de Energía, “el 60 por ciento de los hogares que utilizan garrafas, no se verán alcanzadas por la recomposición de valores otorgada para modificar la situación del sector garrafero, cuyas cámaras empresarias fueron recibidas por autoridades de la secretaría para analizar distintos mecanismos que atiendan su problemática específica”.

Asimismo, dicha cartera indicó que “a este aumento del subsidio, se le suma una mayor cobertura desarrollada por YPF, que ya tiene una importante cantidad de estaciones de servicio en todo el país que distribuyen las garrafas” de GLP.

Las empresas productoras de gas natural nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) expresaron su apoyo al lanzamiento del Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino que acaba de realizar el gobierno nacional.

“El Plan Gas 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 que nuclea a las más importantes operadoras de la industria del petróleo y el gas.

Al respecto, la CEPH remarcó que “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  suministro sustentable y seguro” del insumo energético.

Asimismo, la Cámara Argentina de la Energía (CADE) celebró la puesta en marcha del Plan Gas Argentino, señalando que el  programa “significará un incentivo a la producción de gas natural y será vital para hacer frente a la mayor demanda que tendrá nuestro país en el corto y mediano plazo”.

“El Plan Gas, además, viabilizará un mayor nivel de actividad, disminuirá las importaciones y marca un sendero de previsibilidad que fomente las inversiones”, agregó  la CADE, “ratificando la vocación de trabajar en conjunto con el Estado Nacional y las provincias con el objetivo de alcanzar consensos básicos para desarrollar el potencial energético del país y su cadena de valor”.

La CADE está conformada por empresas  con un primer foco en la energía generada por los hidrocarburos, en especial el petróleo y gas de Vaca Muerta, y  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

El gobierno nacional presentó en Neuquén el denominado “Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” que tiene como objetivos declarados “incentivar la inversión y la producción de gas para detener el actual sendero de declinación productiva de este insumo,  satisfacer la demanda interna, sustituir importaciones ahorrando divisas, bajar el consecuente costo fiscal, y potenciar el empleo en esta industria.

Asimismo,  el programa procurará “generar desarrollo en las regiones productoras, tanto de sus Pymes y Empresas Regionales como del resto de la Industria, y la Tecnología Nacional”.

En sus aspectos esenciales el plan definido por el ministerio de Economía –vía la Secretaría de Energía-  establece un requerimiento de provisión de gas a distribuidoras domiciliarias y a CAMMESA  (para generadoras térmicas) de 70 millones de metros cúbicos diarios,  que se adjudicará mediante un esquema de subasta de precios entre las productoras oferentes.

El suministro de este gas será mediante contratos por tres años, con un volumen adicional en cada uno de los inviernos comprendidos en dicho plazo.  Estado nacional aportará la diferencia entre el precio de adjudicación y un precio estímulo que tendrá un tope de 3,70 dólares por Millón de BTU.

Los cálculos realizados por Economía contemplan para el 2021 un costo fiscal de  1.491 millones de dólares;  de 1.325 millones en 2022; y de 1.174 millones en 2023, con un ahorro final acumulado de 1.172 millones de dólares , comparado con el costo fiscal que implicaría la no aplicación de este esquema, se graficó.

El Plan Gas Argentino 2020-2023 apunta a sustituir 18 mil millones de metros cúbicos de gas que son actualmente importados, y esto a través de una inversión de 5 mil millones de dólares por parte de las empresas productoras.

De esta forma, mediante un esquema de trabajo público privado, se proyecta un ahorro de divisas por 5.629 millones de dólares. Asimismo, se prevé un incremento en la recaudación estimado en 2.525 millones de dólares, la generación de puestos de trabajo, y la incorporación de tecnología con valor agregado nacional, particularmente a través de Pymes proveedoras.

Los detalles del esquema fueron dados luego del lanzamiento oficial del Plan en un acto que encabezó el presidente Alberto Fernández  en dependencias de YPF en el área Loma Campana de la formación Vaca Muerta, en Neuquén.

De dicha acto también participaron los gobernadores Omar Gutierrez (Neuquén) y Arabela Carreras (Río Negro), el ministro de Economía, Martin Guzmán,  su similar de Interior,  Eduardo de Pedro,  el Secretario de Energía, Darío Martinez, el presidente  de YPF, Guillermo Nielsen, y el CEO de la petrolera de mayoría estatal, Sergio Affronti.

Durante la presentación, Alberto Fernández sostuvo que “ponemos en marcha otra vez la economía hidrocarburífera promoviendo la producción del gas, y estoy seguro de que vamos a entender cuán importante es que el Estado se ponga al frente cuando la economía se paraliza, y que se asocie a empresarios y trabajadores para convertir todo esto en el sueño de vivir en la Argentina que nos merecemos”.

El jefe de Estado también aseguró que “este plan Gas convoca a los actores de los mercados hidrocarburíferos a confiar, a producir más y a darle a la Argentina el gas que los argentinos necesitan para vivir”.

El mandatario destacó además que “YPF es la bandera nacional en materia energética, y la necesitamos más viva y fuerte que nunca”.

Por su parte, el ministro de Economía afirmó: “El plan Gas define reglas de juego claras que van a potenciar la inversión, la producción y la generación de empleo, con una perspectiva de desarrollo federal”.

En tanto, el gobernador de Neuquén destacó la decisión del gobierno nacional de activar el plan gas y consideró que “esto permitirá fortalecer nuestras industrias, nuestros hogares y actividades económicas, generando que vengan divisas y dando respuesta a la demanda nacional y regional”.

El secretario de Energía destacó que el programa implica “que todos hagamos un esfuerzo. Los trabajadores con su experiencia, las pymes con su dinamismo y su espíritu emprendedor, las productoras con su experiencia en el desarrollo de esta industria, y los gobiernos con sus recursos naturales y planificación”.

En tanto, Nielsen ponderó que “Vaca Muerta ocupó un lugar importante cada vez que analizamos las soluciones económicas para la Argentina”, y aseguró que  “YPF ha hecho las mayores contribuciones, con una puesta a punto excepcional, para extraer petróleo y gas” en Vaca Muerta”.

El Programa contempla un Esquema Participativo Federal  para el control del cumplimiento de los programas de inversiones y de incremento del valor agregado nacional. Participarán el Ministerio de Economía a través de la Secretaría de Energía, el Ministerio de Desarrollo Productivo y el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación.

Asimismo, se convocará a las provincias adherentes, a las organizaciones de los trabajadores del sector y a las empresas del rubro.

Desde el gobierno se destacó que la iniciativa apunta a “la sinergia público- privada, donde el  Estado lleva adelante su capacidad de planificación en cuanto al sistema de gas, estima los niveles de oferta y de demanda, y realiza una agregación de esta última en vistas a consolidar un bloque uniforme de  70 millones m3/día en los 365 días del año por 3 años. Y el mercado compite libremente por abastecer a dicha demanda, lo que favorece la reducción de precios”.

Desde Energía se destacó la puesta en práctica de “reglas claras, que dan  previsibilidad de precio y plazo contractual a los productores, y normaliza un mercado de gas que en los últimos años presentaba severas distorsiones”.

Además, destacó Energía, “permite armonizar la situación entre el precio necesario que fomenta inversiones (localmente más competitivas que las importaciones), junto con una especial consideración a la tarifa que puede afrontar el usuario final residencial”.

En cuanto a las exportaciones, se considera que el incremento en la producción de gas dinamizará las ventas en firme a Chile, y fomenta las exportaciones estivales, que son una herramienta para atacar el problema de la estacionalidad (picos de demanda de gas en invierno por las familias).

“Permite disponer de mayor volumen disponible de gas durante el invierno, pero evita trasladar a precio el costo de producir o de importar, y da garantías de provisión para el segmento industrias y GNC”, señaló Energía.

La Secretaría de Energía resolvió incrementar en el 10 por ciento el precio de los biocombustibles utilizados como corte obligatorio de naftas (al 10 por ciento) y gasoils (al 12 por ciento), tras varios encuentros de las autoridades con representantes de las diferentes cámaras y asociaciones realizados en las últimas semanas.

La Resolución 4/2020, fijó en 32,789 pesos por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y del bioetanol elaborado a base de maíz, ambos para su mezcla con nafta. Por su parte, mediante la Resolución 5/2020, Energía estableció en 48.533 pesos por tonelada el precio de adquisición del biodiesel para su mezcla con gasoil.  Todas las actualizaciones se dan dentro del marco de lo dispuesto por la Ley 26.093.

Ambas resoluciones publicadas en el Boletín Oficial establecen además que “el plazo de pago del bioetanol y del biodiesel  (a los productores) no podrá exceder, en ningún caso, los treinta (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”.

Al respecto, el Secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que “venimos de 4 años de una gestión que dejó graves secuelas, potenciadas por una pandemia que ni el más pesimista hubiera imaginado. Por eso, con mucho esfuerzo, hoy estamos empezando a reparar la delicada situación del sector de los biocombustibles, con una actualización del precio que marca el rumbo que queremos dar y comenzar a armonizar la actividad”.

“Es muy importante para las economías regionales que la actividad de los biocombustibles se pueda poner en marcha, para reactivar la producción y el trabajo en un rubro que es motor económico de varias regiones del país”, añadió.

“Esta actualización, que es del 10%, es el punto de partida del trabajo conjunto que encaramos junto al Presidente Alberto Fernández y el ministro Martín Guzmán con los representantes de los productores de biocombustibles para generar políticas que le den señales a un sector que viene muy castigado”, expresó el Secretario de Energía.

Martínez agregó que “estuvimos trabajando con los representantes de los productores de biocombustibles porque tenemos muchos temas por resolver. El precio es uno, sobre el cual hoy damos una señal y seguiremos trabajando, pero también hay otras problemáticas tanto del sector como de cada región productora que requieren soluciones federales”.

Las plantas elaboradoras de biodiesel están paradas y desde hace casi 90 días no entregan producto a las petroleras, en tanto que entre las que producen etanol están operando las que elaboran a base de caña de azúcar, pero no las de maíz.

El incremento de los precios ahora dispuesto por Energía constituye “una señal positiva, aunque insuficiente”, indicaron empresarios del sector consultados por E&N.

Se estima que el retraso de estos precios rondaría el 30 por ciento y que el gobierno podría disponer un nuevo aumento antes de fin de año..

La Ley 26.334 aprobó el Régimen de Promoción de la Producción de Bioetanol con el objeto de impulsar la conformación de cadenas de valor entre los productores de caña de azúcar y los ingenios azucareros y elaborar bioetanol para satisfacer las necesidades de abastecimiento del país.

En los considerandos de la resoluciones ahora publicadas se refiere que, a través de la Disposición 87/2018, la ex Subsecretaría de Recursos Hidrocarburíferos  del  ex Ministerio de Energía y Minería se aprobaron los “Procedimientos para la determinación de los Precios de Adquisición del Bioetanol” elaborado a base de caña de azúcar y de maíz, los cuales con posterioridad fueron dejados sin efecto por medio de la Disposición 24/2019 conforme haberse detectado la necesidad de revisar algunas de sus variables.

Así, a través de la Disposición 81/2019 de la mismo ex Subsecretaría se aprobó un nuevo Procedimiento para la determinación del Precio de Adquisición del Bioetanol a base de caña de azúcar, mientras que se indicó la necesidad de continuar revisando el Procedimiento para la determinación del Precio de Adquisición del Bioetanol elaborado a base de maíz.

Por otra parte, el Decreto 1025/2017 estableció que el precio del biodiesel destinado al mercado interno sería determinado por el ex MINEM, por sí o a través de las dependencias creadas bajo su órbita.

La Resolución 83/2018 de la ex Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos del ex MINEM aprobó el procedimiento determinar el precio de adquisición del Biodiesel destinado a la mezcla en el mercado interno.

Pero en marzo de 2020 el Decreto 297 estableció el ASPO para proteger la salud pública en el marco de la pandemia declarada con motivo del coronavirus y la enfermedad COVID-19, “lo cual viene generando un fuerte impacto en la economía de la población”, se puntualizó.

Energía destacó al respecto que “en el marco de lo descripto, la actualización del precio del biodiesel conforme lo establecido en la Resolución 83/18 traería como consecuencia, a su vez, significativos aumentos en el precio del gasoil en el surtidor que agravarían aún más la situación mencionada, de modo que resulta necesario fraccionar la citada actualización a fin de morigerar su impacto en el contexto macroeconómico actual y para preservar los derechos que asisten a consumidores y usuarios de bienes y servicios”.

La resolución publicada ahora remite a la vigencia de la Ley 27.541 que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social.

Y agrega que “por otra parte corresponde también incorporar alternativas que permitan contemplar el potencial impacto que pudiera provocar la variación del tipo de cambio y/o la volatilidad de los precios de algunos insumos que componen la estructura de costos de elaboración del biodiesel, en los plazos de pago de dicho producto por parte de las empresas encargadas de llevar a cabo las mezclas con el gasoil de uso automotor”.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad sancionó a las distribuidoras Edenor y Edesur por “haber aplicado cargos ilegítimos en la facturación del servicio público de electricidad”, ordenó la anulación de cargos e intereses “aplicados ilegítimamente a los usuarios y usuarias”, y también estableció que el pago de las multas ahora dispuestas (totalizan $ 2 millones) sea en favor de los y las usuarias afectadas/as.

A través de las Resoluciones 38/2020 y 39/2020, el Interventor del Ente Regulador (Federico Basualdo) dio respuesta a una problemática expuesta por la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR) e ignorada por la gestión anterior, explicó un comunicado.

La cantidad de denuncias alcanzadas por las Resoluciones son aproximadamente 300, de las cuales 251 corresponden a la Empresa Edesur y 46 a Edenor. Entre los barrios con mayor cantidad de usuarios y usuarias afectadas por la problemática se encuentran CABA, Lomas de Zamora, Lanús y Quilmes.

Los reclamos de las usuarias y usuarios afectados llegaron al ENRE entre 2017 y comienzos de 2020, luego de que advirtieran un aumento en sus facturas de luz mediante un cargo por consumos que, según las estimaciones de la empresa, no habrían sido correctamente medidos por fallas técnicas en los medidores.

“Para estos casos, el reglamento de suministro establece que las Distribuidoras deben hacer una prueba de contraste en el medidor, la cual resulta indispensable para determinar la nota de crédito o débito correspondiente a cada usuario/a”. “Sin embargo, Edenor y Edesur, en los casos analizados, aplicaron dicho cargo sin realizar la prueba de contraste, lo que dio lugar a un notable incremento en el monto de las facturas, que en algunos casos se volvieron impagables”, describió el ENRE.

Esta situación produjo que la mayoría de los usuarios y usuarias debieran hacer pagos parciales y que, a las deudas acumuladas, se le fueran generando intereses.

En este marco, la intervención del Ente Regulador dispuso la anulación de las sumas facturadas de este modo y de los intereses generados. Asimismo, sancionó a las distribuidoras eléctricas, estableciendo una multa total entre ambas de $ 2.008.000, repartida en una suma de $ 8.000 en favor de cada usuario y usuaria afectado/a, se indicó.

Este año se cumple la V edición de La Semana de la Energía, un espacio de intercambio de experiencias y conocimiento del sector energético, a través de la generación de oportunidades de negocio y financiamiento de proyectos.

Organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) esta nueva edición de la Semana de la Energía se realizará en modalidad virtual entre el 16 y el 25 de noviembre del 2020.

El evento se ha constituido en el principal referente energético de la región que convoca a las más altas autoridades del sector, representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de la Olade.

Según informó la Organización, han recibido una gran aceptación los años anteriores con la participación de más de 700 asistentes y 56 empresas participantes.

“Esos resultados nos motivan y nos comprometen cada vez más a realizar este tipo de eventos en beneficio de nuestra región” dice un comunicado de Olade que agrega “Este encuentro se ha caracterizado por ser un espacio de intercambio de experiencias y conocimiento del sector energético, a través del diálogo político y estratégico y la identificación de oportunidades de negocios.”

La V Semana de la Energía estará compuesta por las siguientes temáticas/espacios:
-LIV Junta de Expertos

• Taller de Innovación del sector energético
• Seminario de Eficiencia Energética
• L Reunión de Ministros
  -Evento de Gas Natural: EnergyNet, IGU, ARPEL,  
  -Panel Renovables
  -Acceso a la energía
  -Género y Energía
  -Integración energética
  -Sala permanente de networking

Olade invita a inscribirse en https://semanadelaenergia.olade.org/
 
 

El presidente Alberto Fernández visitará Neuquén el jueves 15 para anunciar el programa de estímulo a la producción de gas natural, referido como Plan Gas, en su cuarta versión, con la intención de minimizar la importación de este insumo energético a partir del invierno de 2021 e incluso alentar la exportación de volúmenes excedentes a países de la región.

Fuentes oficiales confirmaron a E&N la presencia del Presidente en yacimientos no convencionales de crudo y gas ubicados en Vaca Muerta. También participarán  el gobernador neuquino, Omar Gutierrez, el ministro de Economía, Martín Guzman, y el Secretario de Energía, Darío Martinez.

Finalmente entonces se tendrán todos los detalles de un programa en el que se ha venido trabajando en los últimos seis meses. Primero en el ámbito del ministerio de Desarrollo Productivo, a cargo de Matías Kulfas, y luego del ministerio de Economía cuando, con la designación de Martínez,  Energía fue derivada a la estructura de la cartera a cargo de Martín Guzmán.

En la deriva, el plan fue ajustado técnicamente y también en lo referido al costo fiscal que implica su puesta en práctica. Las principales petroleras operadoras fueron consultadas durante el proceso de articulación del nuevo programa.

Mientras tanto, el secretario de Energía Martínez prosiguió en los últimos días con reuniones (vía teleconferencias) con gobernadores, sindicatos, y directivos de varias compañías (YPF, PAE, Tecpetrol, Vista),

“El plan gas va a ser un importante punto de inflexión que va a generar reactivación en el sector y previsibilidad a las inversiones”, señaló Martínez. 

“Vamos a buscar un estímulo para los inversores donde todos salgan favorecidos. Hay que reconstruir un horizonte en donde a todos les vaya bien. No sirve que sólo gane uno”, puntualizó el Secretario.

A modo de referencia  la semana pasada repasó con los directivos locales de la petrolera malaya Petronas el estado de los proyectos actuales de la compañía en la Argentina y sus posibilidades de expansión.

Por parte de Petronas Argentina Upstream estuvieron Aimy Zairin (Presidente), Masli Najidi (Director de Marketing) y Diego Gonzalez (ejecutivo comercial).

“Conversamos sobre las inversiones de Petronas en Argentina, acerca de las condiciones y oportunidades para incrementar esa producción y la exportación, con el objetivo de generar mayores divisas para el país”, expresó Martínez al concluir la reunión.

Petronas está asociada a YPF en el desarrollo del bloque de shale oil La Amarga Chica, dentro de la formación Vaca Muerta en la provincia de Neuquén, como parte de un proyecto con el que aspiran a incrementar la extracción de crudo no convencional en los próximos años.

Martinez y las autoridades de Petronas coincidieron en reconocer que el sector de los hidrocarburos había atravesado por dificultades en la demanda asociadas con la pandemia de Covid-19, pero que existen las condiciones para comenzar a trabajar en un horizonte de recuperación de la producción.

En ese sentido, el secretario precisó: “estamos ante una gran oportunidad de crecimiento, por eso dialogamos con todos los actores involucrados en la industria de los hidrocarburos, y los escuchamos para tomar las mejores decisiones desde la secretaría para fortalecer toda la cadena de valor e incoporar la mayor participación nacional posible, tanto en Vaca Muerta como en los yacimientos convencionales”.

Martínez planteó también que la posibilidad de contar con un asiento de la secretaría en la provincia de Neuquén “es una herramienta para favorecer el crecimiento de la industria porque se trata de una actividad que tiene que desarrollarse con el acompañamiento de la licencia social, lo que va de la mano con la integración de las economías regionales, para que se sientan parte de un mismo proceso de inversión y desarrollo”, agregó.

Con el mismo criterio el secretario de Energía encabezó también una reunión con la Federación de Cámaras del Sector Energético de la provincia de Neuquén, en la cual se analizó la situación de las empresas del sector.

Luego de la reunión con la Fecene, desde Energía continuarán convocando a todas las cámaras representativas de las demás cuencas petroleras, se indicó.

DELGA presenta la nueva luminaria LED EXALL, diseñada y fabricada
en Argentina por Industrias Delga con prestaciones internacionales.

EXALL es una luminaria lineal para áreas clasificadas, con un diseño de alta
calidad, prestaciones que alcanzan los más exigentes requerimientos de uso
y condiciones ambientales severas.

EXALL está preparada para realizar instalaciones eléctricas en áreas clasificadas tales como refinerías de petróleo, plantas químicas y
petroquímicas, plantas de almacenamiento o procesamiento de polvos
combustibles, transporte y almacenamiento de combustible entre otras, proporcionando el mejor rendimiento lumínico del mercado.

Con una vida útil mayor a las 80.000 horas, reduce significativamente
los costos de mantenimiento y repuestos. Todo ello sumado a que posee un
rendimiento lumínico de 120lm/W con consumos de casi el 50% de una
luminaria tradicional, hacen que la nueva EXALL sea la mejor opción para
reducir los costes operativos de cualquier planta.

Sus aplicaciones comprenden instalaciones de baja y mediana altura, contando con curvas y potencia lumínicas que le permiten el reemplazo de
luminarias de tubos fluorescentes sin tener que reformular la distribución de artefactos o grandes inversiones en instalaciones.

EXALL garantiza una excelente performance de funcionamiento y larga vida útil, reduciendo significativamente el consumo energético y los costos de mantenimiento.
Principales características:
 Certificaciones para Zonas 1, 2, 21 y 22 bajo IEC 60079 e INTI
20.0098X.
 Protección IP 66, IK 10.
 Versiones con luz fría, neutra y calidad.
 Versiones desde 2000 hasta 8700lm.

Cuenta con un diseño compacto y soportes de montaje incluidos. Cuerpo y
disipador en aluminio extruido y anodizado de bajo contenido de cobre, el
sector óptico se encuentra construido en policarbonato resistente a
impactos y con protección UV; brindando un equipo robusto capaz de
soportar duras condiciones de trabajo. Delineada con una amplia variedad
de soportes y accesorios que le permiten adaptarse a cualquier necesidad
de montaje. Con dos acometidas roscadas en las tapas laterales de M20x
1,5.

Diseñada y fabricada en la planta de DELGA sita en la provincia de Buenos
Aires, Argentina. Brinda la garantía y soporte que ha convertido a Delga en
el proveedor líder del mercado por más de 60 años.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, anunció en un acto realizado en su refinería de Dock Sud  (Avellaneda),  al cual asistieron el presidente Alberto Fernández y el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof,  que invertirá U$ 750 millones en el período 2020-2023 destinados al desarrollo de una nueva línea de producción de combustibles, al aumento de la capacidad de procesamiento en dicha planta, y a distintos proyectos vinculados con la modernización de unidades y procesos, e incorporación de nuevas prácticas ambientales.

La compañía adelantó, además, que continuará con su plan de expansión de la red de estaciones de servicio y otros segmentos industriales, como también en proyectos de logística y trading para Argentina y la región.

El Presidente Fernández, y el Gobernador  fueron recibidos en la refinería por Rubens Ometto Silveira Mello, presidente del consejo de administración del Grupo Raízen, Ricardo Mussa, presidente del Grupo Raízen y Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina. También asistió el Secretario de Energía, Darío Martinez.

 Tras una recorrida por las instalaciones, tuvo lugar el acto en el que se anunció el plan de inversión de la compañía “como contribución al futuro inmediato argentino, evidenciando el compromiso de Raízen para continuar aportando al desarrollo de la matriz energética del país”, destacó la compañía en un comunicado.

Raízen es una empresa de origen brasilero, creada en 2011 a partir de un joint venture (50-50) del Grupo Shell y el grupo Cosan.  En Brasil, es líder en producción de azúcar, etanol y bioenergía, con 26 unidades de producción y 860mil ha cultivadas.  Además, posee una red de más de 6.000 estaciones de servicio Shell,  950 tiendas Shell Select  y más de 2.500 clientes corporativos.

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downtream de Shell Argentina.  Sus accionistas son 50/50 Royal Dutch Shell y el grupo Cosan de Brasil, y entre sus activos se encuentran la refinería de Dock Sud, la planta de Lubricantes en el barrio de Barracas, la red de estaciones de servicio con más de 735 bocas de expendio.

También,  los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución en el país.

Durante el acto, Lacroze expresó que “este plan de inversiones es nuestro compromiso para colaborar en la reactivación de la economía a través de la industrialización del petróleo argentino, el crecimiento de la producción y la generación de empleo genuino”. “ Gran parte de la inversión se destinará a encarar un ambicioso proyecto para continuar desarrollando productos de calidad en nuestra refinería, que el año que viene cumple 90 años”, destacó.

Por su parte, Rubens Ometto se refirió a la importancia de esta inversión y de continuar fortaleciendo los lazos entre Argentina y Brasil: “Cuando decidí que mi empresa debía expandirse en América Latina, no dudé que el primer paso debía ser en Argentina y por ello compramos el negocio de combustibles y lubricantes de Shell en octubre de 2018”. “Hoy, luego de dos años, llegó el momento de proyectarnos, seguir creciendo e invirtiendo en el país”, señaló.

Este plan de inversiones generará más de 4.000 nuevos puestos de trabajo y adicionalmente tendrá un impacto positivo en el sector de las PyMES nacionales, ya que está previsto concretar más de 3.000 nuevos contratos, creando así numerosos puestos de trabajo indirecto, puntualizó la compañía.

Mediante un acuerdo de licencia Raízen utiliza la marca Shell en la Argentina, posicionada entre las tres principales operadoras del mercado local. “Esto permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 100 años de historia en el país”, se destacó.

Por Santiago Magrone

Directivos de Exxon Mobil Argentina y de Shell Argentina, y de la proveedora industrial Tenaris manifestaron un cauto optimismo respecto de la continuidad del desarrollo de la producción de crudo en Vaca Muerta, a pesar de la situación compleja que presenta el mercado local e internacional como consecuencia de la pandemia (Covid-19) que afectó demanda y precios.

También, esperan las medidas del gobierno nacional que  posibilitarán una reactivación de la producción de gas en estos reservorios no convencionales. Se estima que tales anuncios serían inminentes.

Para  Daniel De Nigris, Country Manager de Exxon Móbil, “nuestra apuesta es al crecimiento de la demanda energética en el mundo, y ése contexto puede ser una gran oportunidad para la Argentina”.

“Varias operadoras locales mantuvieron buenos niveles de producción de crudo en Vaca Muerta y su exportación se realizó mejorando mucho los precios ya que se trata de un petróleo de alta calidad”, destacó,  y señaló que ello representa la posibilidad de un incremento muy significativo de divisas para el país”.

De Nigris hizo hincapié en que “hemos visto en los últimos años a distintos gobiernos (del país) tratando de hacer más competitivo al sector, por caso facilitando la importación de equipamiento, o promoviendo acuerdos con sindicatos para generar mejores condiciones de producción y empleo”.

Y añadió que “estamos en contacto con las autoridades para lograr un marco regulatorio estable que nos permita competir en un contexto internacional complejo para esta industria, que requiere proyecciones de fuerte  inversión anuales”.  Al respecto,  hizo referencia a cuestiones de índole fiscal, a la libre remisión de dividendos, y a costos de energía accesibles para la actividad.

En la Cuenca Neuquina, Exxon opera en siete bloques de la formación Vaca Muerta, cinco de ellos en explotación con socios como GyP, YPF, Pampa Energía, Tecpetrol, y Qatar Petroleum.

Cuenta con el desarrollo de tecnología y de conocimiento acumulado en el desarrollo de hidrocarburos en reservorios no convencionales de los Estados Unidos, que presentan situaciones similares a los de Vaca Muerta.

Pero De Nigris sostuvo que “también hay que pensar en el desarrollo de las otras cuencas del país, On y Off Shore.

Por su parte, Sean Rooney, presidente de Shell, hizo referencia a “la buena disposición” que existe a nivel del gobierno neuquino y del nacional en la búsqueda de superar escollos que pueden presentarse.

Shell está obteniendo buenos logros en perforación y “completación” de pozos en sus operaciones, pero refirió que “Vaca Muerta no se está desarrollando a tono con su potencial”.

En este sentido consideró que “si el Gobierno deja a la industria desarrollarse por si misma, sin hacer cambios ni intervenciones, principalmente en precios, en dos años habrá importantes  exportaciones de petróleo, y a más largo plazo se podrán potenciar exportaciones de gas en forma de GNL”.

“Esto requiere de fuertes inversiones de largo plazo, y su realización necesita de una política de Estado, tal vez una ley específica,  y el apoyo de las provincias petroleras, de sindicatos y de todos los sectores políticos”, señaló.

De Nigris y Rooney , junto con Javier Martinez Alvarez, presidente de Tenaris Cono Sur, participaron de una videoconferencia organizada por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (Amcham) y el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).

A su turno, los directivos destacaron la oportunidad que se presenta para la exportación de petróleo crudo dada la infraestructura disponible para su transporte, la existencia de excedentes al estar abastecido el mercado local, y por los precios de venta que se logran, acordes a los valores de  referencia internacionales.

Martínez Alvarez consideró que para los próximos dos años el petróleo es la alternativa de exportación, a medida que vayan descendiendo los importantes stocks de crudo acumulados en el mundo en los primeros meses de la pandemia mundial.

El presidente de Tenaris reseñó que en el país “se observa un crecimiento lento de la actividad” hidrocarburífera con refinerías que hoy operan 15% debajo de los niveles pre-pandemia y con equipos de perforación en Vaca Muerta “muy por debajo de nivel que llegó a alcanzar (70 equipos, luego 50 y llegó a 0), ahora en ascenso”. De hecho, la producción de caños para el rubro llegó a bajar de 70 mil toneladas a menos de 15 mil toneladas.

“La expectativa para adelante va a depender de la previsibilidad para el sector”, opinó Martínez Álvarez y destacó que la industria del petróleo y el gas “no sólo tiene gran capacidad de generar divisas, sino que permite a la vez desarrollar todo un entramado de pymes”.

 El directivo destacó al gas como “un insumo multiplicador de la actividad económica en general, y a su uso como un aporte importante a la mejora ambiental, complementario de las fuentes de energías renovables”.

Acerca de la exportación de gas natural al Brasil, Alvarez consideró que podrían utilizarse los ductos existentes y ampliaciones para reforzar el sistema y llegar hasta el sur de Brasil, preservando la disponibilidad del insumo a nivel local.

De Nigris, en tanto, opinó que utilizando dicha infraestructura “el gas asociado a la producción de crudo podría representar un volumen interesante para acceder a ése mercado”.

El interventor en el Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, aseveró que para la etapa que suceda al actual congelamiento tarifario de los servicios públicos se trabaja en la aplicación de una “tarifa de transición con un eventual aumento que muy lejos va a estar de un incremento como el que resultaría de considerar el esquema establecido durante el gobierno de (Mauricio) Macri”.

“Si se descongelaran ahora esas tarifas (de gas) deberían ser 70 por ciento más caras y podrían resultar el 100 por ciento mayores en los primeros meses del año próximo”. Eso no va a suceder, indicó.

Bernal, y su similar del Ente Nacional Regulador de la Electricidad mantuvieron una reunión con el Presidente Alberto Fernández para analizar la tarea encarada en los dos organismos reguladores, con especial hincapié en los estudios de las estructuras tarifarias de ambos servicios. El presidente dio cuenta de dicha reunión (el lunes 5) vía Twitter.

“Hoy me reuní con los interventores del ENRE (Federico Basualdo) y del ENARGAS. Analizamos la situación de las tarifas. Observamos con preocupación errores en la facturación del servicio en perjuicio de algunos usuarios. No son casos generalizados, pero debemos preservar los derechos del usuario”, explicó Fernández.

En declaraciones periodísticas Bernal sostuvo que “nosotros lo que tenemos que hacer es llevar ese cuadro tarifario a un valor que sea compatible para que el servicio público pueda brindarse”. “Eso puede ser a través de la tarifas o puede ser a través de subsidios a las empresas durante un periodo de transición para que el impacto en las facturas sea el mínimo posible”.

No se aplicaran los aumentos previstos en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que se realizó durante el gobierno de Cambiemos, en 2016. “Hay que recordar que si Macri hubiese seguido (como presidente) y estuvieran vigentes aquellos cuadros tarifarios ahora estaríamos pagando el servicio de gas casi 70 por ciento más caro”, estimó Bernal.

Consideró que “con los resultados de la auditoría en curso difícilmente puedan sostenerse esas tarifas”. “De hecho, yo recomendé al Poder Ejecutivo que se declare la nulidad de esos cuadros y se revoquen”.

El funcionario explicó que “hay que ver que pasa el año que viene con esta transición, siempre pensando que el servicio público no puede dejar de brindarse y que las empresas tienen que tener cubiertos sus costos de operación y mantenimiento”.

“La instrucción que yo recibí es sentarme con las empresas y lo que estas tienen que entender es que en la transición lo que las tarifas les remunere es lo básico para que el servicio pueda brindarse”. “Lo que habrá de decidir el Presidente es el nivel de subsidios” que se dispondrá y sus características (incluido tarifa social y tarifas diferenciales), agregó.

El presidente de la Nación, Alberto Fernández, recorrió junto al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, instalaciones del Parque Eólico Arauco SAPEM, ubicado en la localidad de Anillaco donde se desarrollan los dos mayores emprendimientos de ese tipo en el país, centrados en los proyectos Arauco I y II.

Sobre el Parque Eólico Arauco, el mandatario explicó: “este es un sector que va creciendo, que empezó en 2011 y que permite a la Argentina contar ya con otros 200 megavatios que se integran al sistema general (interconectado) que da electricidad a todo el país”.

Y expresó: “Tenemos que valorar este tipo de energía no contaminante, que nos puede permitir generar energía limpia que es lo que debemos dejar para las futuras generaciones. Por eso, los felicito y agradezco que desde aquí puedan darnos mejor electricidad a todos los argentinos”.

Este parque es el principal generador de energía renovable del NOA, y el primer espacio en incorporar ingeniería e industria nacional para la fabricación de turbinas eólicas.

El jefe de Estado observó los aerogeneradores de origen nacional y extranjero, y se internalizó acerca de las etapas del proyecto de la Central Arauco I, que finalizará con la construcción y puesta en marcha de 26 nuevas turbinas eólicas, que totalizarán 100 MW de potencia instalada total. 

El Arauco II podrá generar 1.400.000 MWh anuales, que representan la energía suficiente para alimentar 335 mil hogares, y permitirá evitar la emisión de 630 mil toneladas de CO2 hacia la atmósfera, gracias al no uso de combustibles fósiles. En la actualidad, la Central Arauco II se encarga de generar el 4 por ciento de la energía que demanda la región y alrededor del 30 por ciento del consumo de la provincia.

En tanto, el gobernador Quintela explicó que el Parque Eólico “nos permitirá desarrollar” a La Rioja y “generar oportunidades para nuestra gente y fundamentalmente para el desarrollo agrícola, ganadero, industrial y comercial de nuestra provincia”.

Carlos Lambré, Secretario Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) falleció el domingo 4 de octubre en Comodoro Rivadavia.

Neuquino, e Ingeniero en petróleo recibido en los años 70, fue Director de Petrominera Chubut S.E. y también se desempeñó en Terminales Marítimas Patagónicas (Termap) y  Pan American Energy (PAE).

Lambré fue además subsecretario de Hidrocarburos de Chubut y desde hace 10 años se desempeñaba en la Ofephi, donde coordinaba las reuniones y resoluciones conjuntas de  las provincias miembro de la organización.

De gran estima en el ámbito petrolero, Lambré coordinaba los encuentros entre los secretarios y ministros de Energía, de los gobernadores de las provincias petroleras, y de la Ofephi  con miembros del gabinete nacional.

De trato atento y correcto ante las consultas periodísticas de E&N, Lambré hizo saber en las últimas semanas la posición de la Organización a favor de la continuidad del esquema del denominado “Barril Criollo” para las operaciones entre las empresas productoras y las refinadoras de crudo con destino al mercado interno, también en resguardo de las regalías provinciales.

El nuevo secretario de Energía, Darío Martínez, lamentó el fallecimiento del directivo, y lo hizo saber.

YPF Luz presentó su segundo Reporte de Sustentabilidad para compartir los resultados de la gestión 2019 que acompaña el crecimiento sustentable de una de las empresas más jóvenes de generación eléctrica de la Argentina.

El informe fue realizado bajo el estándar internacional Global Reporting Initiative (GRI), está en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de Naciones Unidas y fue expuesto a un proceso de revisión analítica.

“En YPF Luz tenemos la responsabilidad de generar la energía eléctrica en forma eficiente y sustentable, ya que es un recurso esencial para el desarrollo de todos los argentinos” dijo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. Y agregó, “Este reporte refleja nuestro compromiso a largo plazo para aportar valor, gestionar con eficiencia y transparencia, y minimizar los riesgos económicos, sociales y ambientales”.

El Reporte incluye un anexo especial sobre COVID-19 donde se describe cómo la pandemia impactó la industria y el negocio y se detallan también las medidas, protocolos y procedimientos que ha tomado la Compañía para garantizar la salud, la seguridad de las operaciones y la continuidad de las obras en construcción.

• Principales resultados 2019 – Desempeño económico.

 En 2019 YPF Luz invirtió U$ 494 MM, alcanzó un EBITDA de U$ 219 MM y
logró ingresos por ventas de U$ 332 MM.
 Tuvo un exitoso debut en mercados financieros nacionales e internacionales, con emisiones de bonos que alcanzaron U$ 580 MM, lo que permitió a la compañía financiar su crecimiento y reflejó el fuerte interés y la confianza de los inversores.

 Con el foco puesto en la diversificación, la compañía avanzó en la construcción de 637 MW de energía eléctrica de fuente térmica y renovable, a través de 7 obras propias.

• Desempeño ambiental

 Eficiencia energética: Se certificaron dos nuevas centrales térmicas con ISO 50.001 en Tucumán y La Plata, alcanzando un total de 6 centros operativos con esta certificación.

 Eficiencia en el uso del agua: Se redujo 15,5% el uso de este recurso clave en la generación eléctrica. Se reutilizaron 455.298 kton de efluentes líquidos para riego del pulmón verde del Complejo Generación Loma Campana, en Neuquén, correspondiente al 100% de los efluentes del complejo.

 Eficiencia operacional: Manantiales Behr fue el parque eólico con mayor
generación de energía renovable del país en 2019. Generó 25% más que cualquier otro parque de energía renovable de la Argentina. Generó 526,6 GWh de energía, evitando la emisión de 266 mil Tn de CO2.

 Las emisiones directas de gases de efecto invernadero (GEI), en
toneladas de dióxido de carbono equivalente, disminuyeron 11,4% respecto
de 2018.

• Desempeño social.

 El desarrollo de los empleados, como principal diferencial de la compañía, ha sido un factor fundamental en 2019 donde se realizaron formaciones que superaron las 52 horas promedio por empleado.

 En cuanto a salud y seguridad en el trabajo, se obtuvieron excelentes índices de accidentes y de manejo y se aplicó un importante programa de prevención “10 reglas de oro para salvar vidas”. Se certificó ISO 45.001 en la Central La Plata Cogeneración, y en el Complejo de Generación Loma Campana. En este último, se logró también la certificación ISO 55.001 de Gestión de Activos Industriales.

 En el relacionamiento con las comunidades, se sistematizaron encuentros con referentes comunitarios en todos los sitios, en espacios que promueven el diálogo y la participación.

 Se lanzó el programa “Voluntarios YPF Luz” en el que participó el 30% de los empleados de la compañía, comprometidos con actividades en todas las
comunidades bajo los ejes de educación, energía y mejora de calidad de vida e infraestructura. Además, el programa de inversión social alcanzó a 1.500 beneficiarios.

• Gobernanza, ética e integridad

 Durante 2019 se capacitó al 93% del personal y al 100% del equipo directivo en las políticas de compliance de la compañía, con foco en la lucha contra la corrupción.

 Se implementó un proceso riguroso y automatizado de revisión de
proveedores, clientes, y terceros, llegando a más de 1.200 terceros verificados.

 Se implementó una herramienta automática de gestión de riesgos de
compliance, que incluye la creación de la matriz de riesgos de la compañía y establece controles automatizados sobre todos los procesos críticos
identificados.

Creada en 2013, YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) , es una empresa líder en generación de energía eléctrica (térmica y renovable) en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 1.942 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 514 MW.

Los accionistas de YPF Energía Eléctrica son YPF S.A y una afiliada de General Electric Financial Service. Para más información visite www.ypfluz.com

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, mantuvo un encuentro virtual con directivos de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA),  que nuclea a unas 5 mil estaciones de servicio de todo el país.

Un comunicado de Energía indicó que “los representantes de CECHA solicitaron el impulso de una mesa de trabajo para tratar temas relacionados con la generación de costos en este rubro”, y señalaron la importancia de mantener reuniones multisectoriales del ámbito de hidrocarburos junto a las petroleras, sindicatos y federaciones, “como mecanismo para fortalecer el diálogo y construir los consensos necesarios para el desarrollo de la actividad”.

Durante la reunión, el Secretario expresó “la importancia de resolver los problemáticas más urgentes del sector pero también desarrollar en conjunto una política energética a largo plazo”,  se explicó.

Martínez sostuvo que “estamos trabajando con todos, analizando las realidades y propiciando los puntos de encuentro que permitan un horizonte de crecimiento y desarrollo para el sector. Y eso involucra a todas las partes de la cadena productiva de los hidrocarburos”.

Un comunicado empresarios explicó que los presidentes de las distintas cámaras que conforman la Confederación CECHA plantearon a  Darío Martínez, además de “una Mesa de competitividad, mejorar el acceso al  (programa de asistencia gubernamental)  ATP,  para todas las estaciones.

Desde el sector de los estacioneros plantearon algunos de los problemas más urgentes de una actividad que tuvo un desplome de ventas al comienzo de la pandemia, y que no logra recuperarse al nivel pre-pandemia del Covid-19.

“Durante el último mes, las ventas se ubicaron casi 27 por ciento por debajo de los valores previos al coronavirus, un volumen de facturación que para la mayoría de las estaciones es ‘crítico’ y hace que operen a pérdida en muchos casos”, insistieron.

“Es por este cuadro que el primer tema que se planteó a Martínez fue la necesidad de mejorar la accesibilidad de las Estaciones al cobro de los ATP, dado que las actuales restricciones hacen que solo el 44% puedan acceder a la ayuda estatal”, puntualizaron desde CECHA.

“Otro de los puntos más destacados fue la institucionalización de la Mesa de competitividad, pensada para que no se generen costos extra en la cadena de ventas, y  Martínez aseguró que va a crear ese espacio para que haya charla permanente entre las partes y lograr una baja en los costos de la comercialización”, indicó la entidad.

Otro de los temas que plantearon estos empresarios fue “la importancia de canalizar el despacho de combustible por el canal minorista, para que se venda todo a través de las Estaciones de Servicio”, un viejo anhelo de los estacioneros.

El último punto que se mencionó, explicó CECHA, “fue la acreditación de las ventas con  tarjetas de débito, y los altos costos de las comisiones bancarias que se cobran, un problema de larga data que afecta el flujo de fondos de las estaciones”.

“Fue una reunión positiva. El secretario escuchó nuestros pedidos y nos llevamos algunas respuestas”,  sostuvo Gabriel Bornoroni, presidente de la CECHA.

Del encuentro participaron directivos de la A.M.E.N.A. (Mendoza);  C.A.P.E.G.A. ( Tucuman);  C.E.C.A.E.R. (Entre Ríos);  C.E.C. (Jujuy); CECLA (La Pampa); C.E.C. ( Neuquén y Rio Negro);  C.E.C.A. (San Juan);  C.E.C.A. (San Luis); C.E.C.A.CH.   (Chaco);  C.E.GNC. (CABA y PBA);  C.E.P.A.S.E. (Santiago del Estero); C.E.S.A.N.E.  (Misiones);  C.E.S.C.O.R. (Corrientes);  C.E.S.E.C.A. (Salta); F.A.E.N.I. (Santa Fe);  F.E.C.A.C. (Córdoba); y F.E.C.R.A. (CABA. PBA. Formosa).

Liderado por Javier Martínez Álvarez, presidente para Cono Sur, el evento contó con la participación especial del periodista Luis Novaresio para analizar la actualidad argentina. El evento se realizó a través de YouTube debido a las restricciones de la pandemia.

Tenaris compartió con la comunidad el contexto que atraviesa la industria de la energía y que impacta de manera directa en la operación de la planta Campana, junto a los desafíos de cara a una eventual recuperación de la economía argentina y mundial afectadas por la pandemia de coronavirus.
Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur, lideró un nuevo encuentro con la comunidad que, en esta oportunidad, fue transmitido a través de la plataforma YouTube debido a las restricciones impuestas por el COVID-19.

“Los equipos de perforación en Estados Unidos y Argentina, los dos principales mercados para TenarisSiderca, han tenido una caída del 70 y 80 por ciento respectivamente. Es una cifra fenomenal y que ha afectado de gran manera nuestra actividad”, explicó Martínez Álvarez, quien advirtió además que aún cuando se recuperen los índices de movilidad aérea y terrestre, para que Tenaris vea un efecto positivo en sus ventas restará que se consuma el petróleo almacenado, se activen los pozos completados que nunca se pusieron a producir y se utilicen los tubos en stocks.

“La movilidad y los excedentes en el mercado han afectado los niveles de actividad de TenarisSiderca de forma inédita. Nuestra planta, que en un buen mes produce entre 60 y 70 mil toneladas de tubos, desde el 17 de marzo se encuentra operando por debajo del 20 por ciento de su capacidad. Es una situación jamás vista en su historia y nos ha obligado a acomodarnos a la situación”, comentó el presidente de Tenaris para Cono Sur.

Desde que arrancó la cuarentena, la planta estuvo prácticamente parada el primer mes y luego requirió de un adecuamiento que incluyó un estricto protocolo sanitario para garantizar la continuidad de las operaciones de manera segura y el diseño de un cronograma de “black outs” que detuvieron por varias semanas las actividades de la planta, retomándose por intervalos con cierta continuidad. Martínez Álvarez comparó este esquema “con operar un trasatlántico en los canales del Delta” y señaló que el consumo del petroleo en Argentina “todavía está 15 puntos por debajo del nivel pre-pandemia”, por lo que compartió “una perspectiva moderamente optimista”.
“Veamos lo que sucede en Vaca Muerta, donde hay 15 equipos de performación en operación cuando un nivel bueno es de 75 equipos. Vaca Muerta sigue siendo una fenomenal realidad para el país en momentos cuando Argentina se debate por el dólar: su capacidad para generar divisas, tan necesarias para el desarrollo, sigue estando ahí”, manifestó. Y recordó la exitosa experiencia en el desarrollo del gas no convencional
protagonizada años atrás por Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra, que requirió la participación de 1.000 pymes y empresas de todo el país.

Presentes

Martínez Álvarez destacó que “aún en el año más difícil para Tenaris, pudimos llevar adelante el plan de apoyo a nuestras comunidades más importante de Argentina”. Los aportes incluyeron el fortalecimiento de infraestructura hospitalaria y adquisición de respiradores mecánicos para terapias intensivas, representando el principal plan privado
de asistencia sanitaria a nivel nacional. Durante el encuentro virtual, el presidente de Tenaris para Cono Sur invitó a Cecilia Acciardi (secretaria de Salud de Campana), Lucas Niklison (presidente Hospital Universitario Austral) y a Luis Damiani (TenarisSiderca) a compartir los proyectos en los que trabajaron codo a codo con la compañía: el fortalecimiento del Hospital Municipal San José de Campana, el montaje del Hospital Solidario COVID en Pilar y la fabricación de 80 mil protectores faciales en la planta Campana.

“La pandemia nos desafió y, sin descuidar nuestro tradicional foco en educación, tuvimos que aprender sobre temas hospitarios, cuestiones técnicas de respiradores y cómo diseñar lay outs de terapias intensivas, en un trabajo mancomunado que movilizó a todo nuestro equipo”, expresó Martínez Álvarez.

También compartieron su testimonio Gonzalo Mouriño, mejor promedio de la primera camada de egresados de la Escuela Técnica Roberto Rocca, y María Fernández, una de los ahora graduados técnicos que participaron del montaje de las Paradas Inteligentes del programa GEN Técnico 2019. Dos hitos que demuestran el compromiso a largo plazo de Tenaris con el crecimiento de su comunidad.

Los ciudadanos en general y los periodistas en particular recibieron buenas noticias: la CAMMESA deberá entregar información cuando le sea requerida.

La Agencia de Acceso a la Información Pública (AAIP) resolvió hacer lugar al pedido de acceso a la información solicitado por el ciudadano Iván Nicolás Gyoker a CAMMESA.  Invocando la Ley Nº 27.275 de Acceso a la Información Pública, Goyker había pedido en julio pasado, un informe del saldo de la deuda que mantiene la empresa de energía de Chaco, Secheep, con Cammesa, incluyendo la composición y la evolución de pagos de la distribuidora a Cammesa en el último año sobre el monto facturado.

Aunque ya había solicitado similar información en 2019 y en esa oportunidad le fue entregada, pero en esta ocasión la CAMMESA se desdijo y negó el pedido de Goyker, aduciendo que no se encuentra encuadrada en la Ley Nº 27.275.

La denegatoria de la Compaía fue en los siguientes términos:  “…entendemos necesario aclarar a Ud. que: (i) CAMMESA es una empresa regida por el derecho privado, y no un organismo público o ente dependiente de la Secretaría de Energía. Conforme lo previsto por el artículo 35 de la Ley N° 24.065 y en los artículos 1 y siguientes del Decreto PEN N° 1192/1992, CAMMESA fue expresamente creada como una sociedad anónima sin fines de lucro regida por el artículo 3 y por el Capítulo II, Sección V, artículos 163 a 307 y concordantes de la Ley N° 19.550 y modificatorias. (ii) La información requerida por vuestra parte se encuentra relacionada con la gestión y administración del Mercado Eléctrico Mayorista (en adelante, el “MEM”) dentro del ámbito privado. (iii) Los fondos recaudados por CAMMESA a SECHEEP por sus compras de energía, potencia y servicios en el MEM no revisten el carácter de “fondos públicos” ni se encuentran regulados por el derecho público. (iv) La información solicitada contiene datos de índole económico y/o comercial de la Distribuidora en cuestión, que reviste el carácter de sensible y reservada. Aclarado esto, y en respuesta a vuestra consulta, se informa Ud. que no corresponde dar curso a su requerimiento de información”.

Ante la negativa y tras seguir los pasos administrativos de rigor, el sr. Goyquer interpuso un reclamo ante la AAIP que mediante la Resolución 241/2020 rechazó los argumentos de CAMMESA y señaló que “es preciso dejar sentado que CAMMESA, en tanto empresa privada con participación estatal minoritaria, es sin dudas sujeto obligado en los términos de la Ley Nº 27.275, al menos por la sola aplicación del inciso h) del artículo 7º, según el cual: Son sujetos obligados a brindar información pública: …h) Las empresas y sociedades en las cuales el Estado nacional tenga una participación minoritaria, pero sólo en lo referido a la participación estatal…”.

Respecto de la exención de permitir el acceso a la información alegada por la CAMMESA por estar regida por normas de derecho privado, la AAIP señaló entre los considerandos que “no sólo no es cierta tal aseveración en torno a las normas que le son aplicables pues, tal como también lo reconoce, existen normas propias del derecho público que rigen su particular actividad (tal es el claro caso de la Ley Nº 24.065 y del Decreto Nº 1192/1992), de todos modos es fútil la discusión propuesta a poco que se observa que entre la amplia nómina de sujetos obligados a brindar información pública se encuentran tanto personas públicas estatales como no estatales, así como también otras personas de carácter eminentemente privado sobre las que recaen deberes de transparencia en función del particular interés público que compromete su actividad, o bien en razón de los recursos públicos que administran” y citó un fallo de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (CSJN) que ha sostenido “aún cuando la persona a la que se requiere información no revista carácter público o estatal, se encuentra obligada a brindarla si son públicos los intereses que desarrolla y gestiona (conf. CS Fallos: 335:2393, considerandos 6° y 13)”

En la Resolución, la AAIP cita otro fallo paradigmático de la corte en materia de acceso a la información pública: la causa “Giustiniani Rubén c/ YPF S.A. s/amparo por mora” del 10 de noviembre de 2015. En la ocasión se solicitó ver las cláusulas secretas del contrato comercial entre YPF y Chevron.

Allí la SCJN, sostuvo que “tratándose de empresas que desempeñan importantes y trascendentes actividades bajo el control de un poder público, los principios de una sociedad democrática determinan que estén obligadas a brindar información de indudable interés público, que hace a la transparencia y a la publicidad de su gestión”

La AAIP sostuvo a partir de ese fallo que “ello lleva a considerar que CAMMESA no solo está alcanzada como sujeto obligado en función de la participación estatal minoritaria en el capital social, tal como prevé el artículo 7, inciso h) aludido, sino además por encuadrar plenamente en el supuesto del inciso g) que comprende a todas aquellas otras organizaciones empresariales donde el Estado Nacional tenga participación mayoritaria en la formación de las decisions societarias. A lo que se suma que, en orden a las funciones administrativas que le fueron delegadas en la regulación del mercado energético, la empresa también podría considerarse alcanzada por el supuesto contemplado en el inciso i)” (Organizaciones empresariales, partidos políticos, sindicatos, universidades y cualquier entidad privada a la que se le hayan otorgado fondos públicos, en lo que se refiera, únicamente, a la información producida total o parcialmente o relacionada con los fondos públicos recibidos).

Entre los considerandos de la Resolución la AAIP dice también que la Ley Nº 27.275 tiene por objeto garantizar el efectivo ejercicio del derecho de acceso a la información pública, promover la participación ciudadana y la transparencia de la gestión pública.

En el texto resolutorio la Agencia intimó también a que en el plazo de diez días hábiles ponga a disposición del interesado la información solicitada de conformidad con lo dispuesto en el artículo 17, inciso b) de la Ley N° 27.275. 

La AAIP realiza otras consideraciones respecto del comportamiento de la CAMMESA, y es el relativo al trato que recibe el ciudadano por parte del aparato estatal: “el sujeto obligado rechazó el acceso a la información sin siquiera invocar la aplicación al caso de algún supuesto de excepción al principio general de publicidad previstos en el artículo 8º de la Ley Nº 27.275” y agrega “la nota del organismo contiene afirmaciones ambiguas en relación con su carácter de sujeto obligado y pretendió con afirmaciones genéricas e imprecisas desatender sus obligaciones de transparencia”

Otro de los considerandos que contribuye a restaurar la serenidad del ciudadano señala: “a lo dicho debe sumarse la falta de toda consideración por parte del sujeto obligado del interés público comprometido en el acceso a la información de que se trata, tal como exige el artículo 1º de la Ley (principio de facilitación)”

No es la primera vez que una agencia gubernamental o una empresa que recibe fondos públicos para su funcionamiento, pretende sustraerse al mandato de la ley 27.275. Por lo que la Resolución de la AAIP sienta un fuerte precedente.

El Congreso se prepara para discutir el proyecto de Ley de Presupuesto 2021 luego que los secretarios de Hacienda, de Política Económica y de Finanzas, Raúl Rigo, Haroldo Montagu y Diego Bastourre, respectivamente, expusieron ante la Comisión de Presupuesto y Hacienda de la Cámara baja los lineamientos principales del proyecto de presupuesto 2021 . 

Dos hechos clave condicionan y fundan los objetivos del proyecto: la profunda recesión mundial por la pandemia de Covid 19 y las demandas sociales crecientes producto del deterioro económico y social.

Entre los postulados de la ley se plantean aspectos cruciales: el desarrollo de la infraestructura energética y el fomento de la sostenibilidad fiscal y la normalización tarifaria de las empresas licenciatarias de transporte y distribución de gas natural. 

Del lado de la producción, la ley propone la promoción y estímulo a las inversiones en desarrollos de producción de gas natural de fuentes no convencionales con el objetivo de lograr el abastecimiento a la demanda prioritaria y la seguridad en el suministro.

Las exportaciones de energía están incluidas en la Ley. Según el texto, se promoverán las exportaciones de gas natural a países limítrofes buscando nuevos mercados, promoviendo nuevos gasoductos y “otras modalidades de transporte y almacenaje de gas” (léase GNL), impulsando también nuevas lineas de desarrollo de gas en menor escala para industrias y transporte.

La Tarifa Social Federal que direcciona los subsidios a los sectores de menores recursos tendrá un rol preponderante. Se dará continuidad al Programa Hogar que beneficia a hogares de bajos recursos que no tienen acceso al gas natural de red. 

Según el artículo 87 de la “Ley de Leyes” las deudas con CAMMESA de las Distribuidoras de Energía Eléctrica, —por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades- acumuladas al 30 de septiembre de 2020, que rondan los 100.000 millones de pesos, tendrán un régimen especial de regularización de obligaciones que será determinado por la Secretaría de Estado Energía.

Dicho régimen establecerá criterios diferenciados dependiendo del origen y trayectoria de la deuda de cada una de las Distribuidoras, la situación social media de los usuarios deberá ser tenida en cuenta, intentando obtener un grado de desarrollo equivalente entre regiones. 

La norma salvavidas, establece que se podrán reconocer créditos equivalentes hasta cinco veces la factura media mensual del último año o el 66% de la deuda existente. La deuda remanente deberá ser regularizada mediante un plan de pagos con un plazo de hasta sesenta cuotas mensuales con una tasa de interés equivalente de hasta el 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista. La idea de que la tasa de interés se sitúe en ese nivel apunta a minimizar el efecto inflacionario.

También se podrán acordar diferentes mecanismos que promuevan la ejecución de inversiones para lograr la mejora de la calidad del servicio o propender una reducción de las deudas de los usuarios en situación de vulnerabilidad económica.

La regularización de obligaciones será determinada por la Secretaría de Estado de Energía y podrá negociar acuerdos de inversiones en forma individual con cada Distribuidora para compensar el rojo. El Tesoro nacional se hará cargo de la mayor parte de la deuda, unos 66.000 millones de pesos. Además de la deuda, se continuarán costeando parte de las tarifas,  en un 45% promedio.

Hidrocarburos

La Ley de Presupuesto contempla subsidios tanto a la oferta como a la demanda de gas natural.

Los productores podrían recibir hasta 78.700 millones de pesos, de los cuales 58.000 millones irán a parar a la producción shale de Vaca Muerta  incluida en la resolución 46/2017 del exministro de Energía Juan José Aranguren.

El Plan Gas IV o —Plan Gas Esquema 2024— recibirá el saldo de unos 20.600 millones de pesos restantes pero que está aún bajo la lupa del nuevo secretario de Energía Darío Martínez.

Del otro lado del mostrador, la demanda recibirá unos 34.540 millones de pesos y la mitad será en concepto de “apoyo financiero” a las distribuidoras de gas. Y para mantener los precios congelados del GLP en garrafa se destinarán uno 13.800 millones de pesos.

Obras

El Presupuesto contempla también inversiones en infraestructura energética con fondos previstos por unos 42.000 millones de pesos. Por su parte las represas santacruceñas recibirán unos 15.000 millones de pesos y la CNEA y Nucleoeléctrica Argentina recibirán 12.000 millones,

Renovables

La ley contempla también continuar con el desarrollo del programa de abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables (Renov.AR) y el desarrollo de licitaciones e implementación de medidas de fomento específicas para energía renovable a nivel federal, implementando iniciativas como el Programa Federal de Educación en Energías Renovables, la promoción de la Energía Renovable Distribuida Solar Térmica y el desarrollo del programa de Fomento de la Generación Dis-tribuida (Ley N° 27.424). 

Según lo previsto por Hacienda, continuarán las políticas de ahorro y eficiencia energética con el objetivo de hacer un uso responsable de la energía en el país, desarrollando actividades de capacitación sectoriales y para la educación formal, focalizando especialmente en edificios públicos, sectores productivos de transporte y alumbrado público, complementando con acciones en comunidades aisladas. 

Por su parte la energía nuclear tendrá su promoción mediante políticas que mejoren la eficiencia del sistema nucleoeléctrico. Esto incluye reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado, asistiendo en lo relativo a usos pacíficos de energía nuclear o fuentes radioactivas, monitoreando la sustentabilidad económico-financiera de los proyectos y la evaluación de los componentes científicos y tecnológicos involucrados en la órbita pública.

Se prevé continuar la construcción de los reactores CAREM y de investigación multipropósito RA-10 y la extensión de vida de la Central Nuclear Atucha I, y a la vez seguir fortaleciendo las capacidades de investigación y desarrollo de las distintas áreas de la Comisión Nacional de Energía Atómica. 

El secretario de Energía, Darío Martínez, anunció que próximamente va a anunciar un plan de estímulo a la producción de gas natural y que “se van a estudiar  los mecanismos  posibles para la evacuación de parte de ese gas hacia Brasil”.

Así lo comentó el flamante funcionario nacional  durante un Plenario de Integración Energética Binacional organizado por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, a cargo de Bento Albuquerque, y el embajador argentino en ese país, Daniel Scioli.

Durante la videoconferencia,  Martínez y Albuquerque realizaron “un primer intercambio de información” sobre la actividad energética en los dos países y acordaron “mantener una mesa binacional de integración para el área”, comunicó Energía.

Los temas considerados durante la reunión fueron  la integración eléctrica regional y entre ambos países, la cooperación bilateral en el comercio exterior de petróleo y derivados, el abasto de gas natural argentino por gasoductos vía Uruguayana o vía terminales de GNL, y el intercambio de experiencias en materia de regulación de la exploración y producción de petróleo y gas natural.

Martínez destacó la necesidad de que “la mesa binacional de trabajo no sea una excepción sino que sea algo permanente,  para buscar la mayor sinergia entre ambos países en el área energética”.

Martínez, ex presidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados,  consideró que “en petróleo y gas, así como nosotros tenemos experiencia en los no convencionales, y ustedes en la exploración off shore, sería importante compartir ambas experiencias, para hacer más viables los desarrollos tanto para Argentina como para Brasil”.

Por su parte, Scioli, quien gestionó el encuentro entre ambos gobiernos, destacó que “Brasil vuelve a ser hoy el primer socio comercial de la Argentina”. “Alberto Fernández pidió dar un salto cualitativo en la relación entre ambos países y hoy lo estamos haciendo”, señaló.

Scioli puso énfasis en las oportunidades de integración en el sector del petróleo y el gas con los yacimientos de Vaca Muerta en Argentina y del Pre-Sal en Brasil.

 Durante la reunión, se conversó acerca de los avances en el proyecto del gasoducto Uruguayana – Porto Alegre (pensado para transportar gas natural de Argentina hasta el sur brasileño.

A su vez, esto daría impulso a proyectos locales de ampliación de la capacidad de transporte por gasoductos troncales, desde la Cuenca Neuquina, hasta el Noreste del país.  

“En el esfuerzo que está haciendo la Argentina para la recuperación de su matriz productiva la integración energética regional es un tema central. Queremos que el agronegocio sea complementado con lo energético, y para eso estoy convencido que de la mano de Darío (Martínez) y su equipo vamos a tener grandes logros”, expresó el embajador argentino.

Luego de la proyección de documentos con los números del intercambio energético entre ambos países, Albuquerque planteó “continuar con una agenda para intercambiar información de la matriz energética entre Brasil y Argentina”.

La tarea de los dos funcionarios está enmarcada en un contexto complicado habida cuenta las diferencias políticas que existen entre los dos gobiernos, aplacadas por ambas partes en los últimos meses.

En la reunión estuvieron también presentes los diplomáticos de la Embajada Argentina en Brasil, miembros del gabinete del ministerio de Energía del país vecino y el embajador brasileño en Argentina, Sergio Danese.  “Ambos gobiernos seguirán trabajando a través de sus equipos técnicos en las próximas semanas”, se indicó.

Especialistas en medición y compensación de huella de carbono, brindaron una charla abierta y gratuita de capacitación, en un evento organizado por la Universidad Genneia

La actividad virtual organizada por Genneia tuvo la participación de representantes destacados de consultoras internacionales como Kolibri, Verra, SouthPole y Sistema B y contó con más de 250 participantes.

Se realizó la primera charla abierta y virtual organizada por la Universidad Genneia, la cual se enmarcó en la temática tan actual y de poco conocimiento local como es la medición y compensación de huella de carbono, el concepto de “carbono neutralidad” y el mercado de bonos de carbono en Argentina.

Mateo Saavedra, especialista en estrategias de carbono de Kolibri, Susana Velez Haller, Gerente Regional para Latam y el Caribe de Verra, Alejandro Rodriguez Mosquera, LatinAmerican Sourcing Manager de SouthPole, Pedro Friedrich, presidente de Sistema B Argentina y Edwin King, Jefe de Estrategias y Nuevos Negocios de Genneia fueron los reconocidos exponentes de la conferencia que realizaron un intercambio colaborativo sobre el proceso de emisiones de gases contaminantes al ambiente y algunas herramientas de  compensación existentes para organizaciones e individuos.

Los niveles de gases de efecto invernadero han aumentado en niveles récord, siendo que el año 2019 marcó el final de la década más calurosa de la historia. Esto evidencia que el calentamiento global y la crisis climática dejó de ser un tópico localizado y hoy nos interpela y convoca a todos hacia una solución colectiva que escale de lo local a lo nacional y global. Por ello, estos espacios de capacitación gratuita invitan a un aprendizaje más profundo sobre las alternativas que existen para reducir nuestras emisiones en búsqueda de una industria más verde.

“Para el 2030 vamos a ser 8 mil millones de personas y vamos a estar consumiendo 50% más de energía, 40% más de agua y 50% más de alimentos. Estos temas no son una moda y los gobiernos y empresas están empezando a sentir la presión ecológica y social con cada vez más fuerza. Se empieza a ver que distintos gobiernos, empresas grandes, fondos de inversión y bancos, empiezan a reglamentar, incentivar o elevar la vara de las exigencias y condiciones respecto a las emisiones de carbono.” destacó Mateo Saavedra de Kolibri.

Frente a ello,  el especialista en estrategias de carbono profundizó acerca de la generación de huella de carbono que cada entidad construye con las actividades diarias, a través de las emisiones de gases contaminantes al ambiente. El identificar la misma resulta el primer paso primordial para poder mitigarla.

En esta línea, aparecen herramientas como los certificados de reducción de emisiones (CERs), aún muy incipientes en su aplicación en Argentina. Susana Vélez Haller, remarcó el rol de Verra respecto a la generación de estándares internacionales de calidad como el Verified Carbon Standard (VCS) para certificar procesos ambientales que puedan emitir estos créditos de carbono.

En sus palabras, “es importante porque se empieza a ver la necesidad del mercado de tener una trazabilidad y transparencia de lo que estamos midiendo y generando ya que, una vez que se mide la huella de carbono, si deseamos ser carbono neutral o reducir nuestras emisiones, podemos probar cómo lo estamos haciendo y tener un certificado o sello que demuestra que lo que estamos haciendo está funcionando”.

Ya en esta instancia, aparece un mercado de los llamados “bonos de carbono”, una herramienta donde cada tonelada de gases evitados a la atmósfera puede validarse e intercambiarse con otras organizaciones que deseen cancelar sus emisiones inevitables. “Las organizaciones pueden implementar medidas de mitigación de sus huellas de carbono. Sin embargo, tener un balance igual a 0 (carbono neutro) implicaría básicamente no producir; por lo que en este punto, la compensación por certificados de reducción de emisiones en el mercado voluntario tiene un rol importantísimo.” aclaró Alejandro Rodriguez Mosquera, LatinAmerican Sourcing Manager de SouthPole.

Concluyendo la conferencia, los representantes de Sistema B y Genneia otorgaron una visión en primera persona de lo que significa participar activamente en este desafío. El jefe de Estrategia y Nuevos negocios de Genneia destacó el exigente proceso y compromiso que implica la aprobación de proyectos para emitir certificados de reducción “Cuando uno presenta un proyecto, debe abrirlo por completo a los auditores, mostrandoles parámetros legales, ambientales, económicos y sociales del proyecto para que pasen el protocolo.” manifiesta.

Por su lado, Pedro Fiedrich dió su visión respecto a los cambios venideros e invitó a los emprendedores y empresarios a preguntarse sobre sus negocios. “Si la gran mayoría de las empresas son de la vieja economía, enfocada en maximizar cueste lo que cueste, tenemos que descubrir la nueva economía que sería la que resuelve los problemas que nos trajo la vieja. ” sostiene el presidente de Sistema B.

Apoyando la propuesta, desde Sistema B se encuentra acompañando a aquellas empresas interesadas, a desarrollar su estrategia de medición y compensación de huella para unirse a la meta que se impusieron de lograr la carbono neutralidad al 2030.

En línea con la temática, la huella de carbono producida por el evento de Universidad Genneia fue medida y compensada y dejó a disposición de periodistas, empresarios, emprendedores y comunidad la información y motivación que nos permitirá avanzar hacia un cambio virtuoso para nuestro planeta.

La demanda de energía eléctrica registró en agosto una baja de  6,4 por ciento promedio país en comparación con el mismo período del año anterior reveló un informe periódico de la Fundación Fundelec.

En el mismo orden,  el consumo de electricidad en la Ciudad de Buenos Aires  y en el Conurbano bonaerense mostró un importante descenso, tanto en el área atendida por EDESUR (-7,1%) como en la que opera EDENOR (-6%), tendencia que también se evidenció en el resto del país, donde se presentó una caída general de 5,9%, según datos provisorios de CAMMESA.

La menor demanda fue explicada en parte por la importante caída en el consumo eléctrico industrial y comercial, que no se logró compensar con el ascenso en el consumo hogareño como ocurrió en meses anteriores, en el marco de la Pandemia.

 Así, agosto representó la tercera caída del año, luego de las subas en junio (0,9%) y julio (1,2%), y entre enero y agosto de 2020, el consumo eléctrico acumula una baja de 1,2%.

En agosto de 2020, la demanda neta total del MEM fue de 10.725,4 GWh; mientras que en el mismo mes de 2019 había sido de 11.463,9 GWh . Por lo tanto, de la comparación interanual se  evidencia un descenso de 6,4%.

Asimismo, existió un decrecimiento intermensual que llegó al 11,9%, respecto de julio de 2020, cuando había tenido una demanda de 12.178,4 GWh.

Aunque existe un aumento de la demanda residencial, aún está impactando la coyuntura de la cuarentena 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 agosto el 49% (5.354,6 GWh) pertenece  la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 26% (2.702,1 GWh) y el industrial 25% (2.668,7 GWh). También, en comparación interanual, la demanda residencial ascendió  2,9%, la comercial cayó 11,5%, mientras que la industrial bajó 11,7% .

 La curiosa coyuntura hizo que la máxima demanda de potencia de agosto quedara a menos de 4.000 MW del record histórico y a poco más de la mitad de la potencia instalada que informa CAMMESA: 22.430 MW es el máximo consumo de potencia de agosto, contra 26.320 MW de febrero de 2018 y 40.139 MW de potencia instalada.

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido agosto de 2020) 3 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo de 2020, -7,6%; y agosto de 2020, -6,4%) y 9 meses de suba (septiembre de 2019, 4,5%; octubre de 2019, 5%; noviembre de 2019, 5%; diciembre de 2019, 3,3%; enero de 2020, 2,3%; febrero de 2020, 1,3%; marzo de 2020, 9,3%; junio de 2020, 0,9%; y julio de 2020, 1,2%).

 En cuanto al consumo de energía por provincia, en agosto fueron 21 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos:  Chubut (-32%), Corrientes (-9%), Santa Fe (-8%), Río Negro y Córdoba (-6%), Santiago del Estero, Tucumán, Jujuy , Entre Ríos y Neuquén (-5%), Salta , Mendoza,  La Pampa y  EDELAP (-4%), Chaco, Santa Cruz, y La Rioja (-2%), EDEA (-1%), entre ellas. En tanto, 6 provincias presentaron ascensos: Misiones (13%), Catamarca (7%), Formosa (6%), EDES (2%), San Luis (0,4%) y EDEN (0,4%).

 En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de jurisdicción nacional (Capital y GBA), que cubrieron el  35% del consumo total país,  registraron un descenso conjunto de 6,5% en la demanda . Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 6%, mientras que EDESUR vio descender la demanda  7,1%. En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 5,9%, según datos de CAMMESA.

La temperatura media de agosto fue de 14.1 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 12.9 °C, y la histórica del mes es de 12.6 °C.

La generación acompañó el comportamiento de la demanda y presentó un decrecimiento, siendo 10.966 GWh para este mes contra 11.584 GWh registrados en agosto de 2019. Además, la participación de la importación de energía  a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja y presentó una caída. Se importaron 151 GWh .

La generación térmica y la hidráulica son las principales fuentes de generación 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 2.550 GWh en agosto de 2020 contra 3.221 GWh en el mismo periodo del año anterior.

 Así, en agosto siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 57,07% a los requerimientos.  Las centrales hidroeléctricas aportaron a satisfacer el 22,94 % de la demanda, las nucleares proveyeron  8,02 %, y las generadoras de fuentes alternativas 10,62 % del total. Por otra parte, la importación representó  1,36 % de la demanda total cubierta.

DURANTE LA CUARENTENA (20-03 al 17-09).

 Según informó CAMMESA, la caída acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 17 de septiembre, es de 8,4% interanual.  La caída de la demanda total (residenciales, industriales y comerciales) en la cuarentena es de 2,5%.  Al igual que en julio, el mes de agosto 2020 también fue impactado por la pandemia (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia), 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 alrededor del 90% de su demanda previa a la cuarentena (sin considerar la demanda de ALUAR).

 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 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 supera el 53%. Uno de los sectores más afectados es el de Petróleo y minerales que aún muestra una baja de 5,5%.

 Para la región del Gran Buenos Aires, que tiene la mayor demanda GUMAs+AUTO del país, alcanzó el  78 % del nivel previo a la cuarentena, mejorando alrededor de 9 puntos en comparación con la primera semana de la cuarentena.

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, se reunió (vía Zoom) con autoridades de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) , y en su transcurso el funcionario manifestó que “la estrategia de política energética tendrá una visión de largo plazo, sin que la coyuntura marque el rumbo, para evitar improvisaciones y cambios bruscos”, indicó un comunicado de Energía.

En el encuentro también se habló  “sobre la voluntad de colaborar con la gestión en cuanto a brindar información relevante por parte de las empresas, y el compromiso de ordenar el sistema eléctrico, sobre todo en lo que hace a la cadena de pagos a CAMMESA”  la administradora del mercado mayorista eléctrico.

Martínez estuvo acompañado por Santiago Yanotti, actual presidente del Ente Regulador de la electricidad de la provincia de Tucumán (ERSEPT), quien podría asumir el cargo de subsecretario de Energía Eléctrica nacional.

Por ADEERA participaron, su presidente, Horacio Nadra, Eduardo Maggi, Juan Carlos Blanco, Carlos Ciapponi, Alberto Joaquin, Luis Giovine, Claudio Puertolas, Raul Stasi, Alfredo Aun, Julio Usandivaras y Claudio Bulacio,  vicepresidentes y representantes de las distintas regiones del país. Por  las cooperativas de Buenos Aires, participó Walter Franco.

El comunicado de Energía añadió que “desde ADEERA plantearon la necesidad de realizar obras de transporte que podrían bajar costos de la generación y mejorar la calidad del servicio”.  Y además que “las distribuidoras le pidieron al Secretario de Energía que interceda con las jurisdicciones provinciales para empezar a normalizar el Valor Agregado de Distribución (VAD)”, que es la porción de la factura del servicio que corresponde a estas empresas.

Martínez planteó que “la mirada será de largo plazo, que se van a conversar las medidas, aún las que no les gusten”, y que hay que incorporar el componente (industrial) nacional en las discusiones. “El objetivo es fomentar la integración nacional gradual creciente de la industria argentina en el sector”, refirió la Asociación en un comunicado propio.

La entidad empresaria coincidió en destacar “la necesidad del trabajo en conjunto entre el Estado y las distribuidoras, y la importancia del aporte de información relevante por parte de las empresas y la Asociación”.

ADEERA hizo hincapié en “el objetivo de lograr un equilibrio razonable en las decisiones, que permita asistir a quienes más lo necesiten”, aludiendo a la tarifa social aplicada al servicio.

“Trabajar con las problemáticas de cada jurisdicción para abordar las soluciones de manera federal”, remarcó Martínez en la reunión.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) comunicó la incorporación de cinco nuevos asociados: Abo Wind, Accenture, Black Services, Envision Energy y Loginter.

Los nuevos miembros de la cámara ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector como generadores, tecnólogos, fabricantes de componentes eólicos y proveedores de servicios, que nutren a la CEA con su experiencia para enfrentar los desafíos del sector de manera conjunta y eficiente, indicó la entidad empresaria.

Con más de dos décadas de experiencia internacional en desarrollo, EPC y gestión operativa de proyectos de energía renovables, ABO Wind realiza todas las etapas de un proyecto eólico, desde la evaluación del emplazamiento y la campaña de medición, los estudios y permisos necesarios, ingeniería y cálculos, financiación, dirección y supervisión de obras civiles y eléctricas hasta la instalación de los aerogeneradores.

Accenture es una compañía global líder en servicios profesionales, en la industria eólica proporcionan consultoría y outsourcing a través de la estrategia, tecnología digital y capacidad de operación. Comprometidos a aportar su experiencia en implementación de herramientas digitales y el conocimiento global de la industria para contribuir al crecimiento de las energías renovables en Argentina.

Black Services es una empresa especializada en servicios de mantenimiento eólico, 100% argentina. Cuentan con un centro de entrenamiento en GWO, en la Provincia de Neuquén, y también brindan certificación personal en acceso por cuerda para realizar los trabajos en palas y torres de forma externa.

Fundada en 2007, Envision Energy es una empresa líder en tecnología verde, actualmente administra 100 GW de activos de energía a nivel mundial. Es la segunda empresa de turbinas eólicas de China y la sexta más grande del mundo.

Loginter es el principal operador portuario de Argentina. Opera por año más de 5.000.000 de toneladas en productos a granel, 1.000.000 de toneladas en productos siderúrgicos, 150.000 m3 de cargas generales y de proyecto y 250.000 teus anuales. También, es uno de los principales operadores logísticos integrales en el movimiento de mercaderías gracias a la infraestructura de última generación que supera los 180.000 m2 cubiertos y 120.000 m2 descubiertos para el desarrollo de sus servicios.

El Gerente General de la CEA, Héctor Ruiz Moreno, manifestó que “Estamos muy contentos de poder seguir incorporando nuevos miembros a la cámara, reforzando el perfil de contener en una sola institución a toda la cadena de valor eólica”.

Con el ingreso de estas 5 nuevas empresas, la cámara cuenta actualmente con 23 socios, que representan a 8 de las provincias del país y al 70% de la potencia instalada nacional proyectada.

La energía eólica en nuestro país genera alrededor de 4,7 GWh anuales,
equivalente al consumo de más de 1,5 millones de hogares, y una reducción de más de 2,3 millones de toneladas de CO2 por año.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) busca facilitar políticas e
iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica, se indicó.

Los expendedores de combustibles nucleados en la confederación CECHA  se interrogan acerca de si el amesetamiento de las ventas registrado en los tres últimos meses, y que representa una merma del 25 por ciento respecto del volumen previo a la pandemia del Covid-19,  acaso se constituya en una “nueva normalidad” para la demanda de naftas y gasoils en el mercado local.

 Al respecto, expresaron una fuerte preocupación por la no continuidad del repunte  de las ventas anotado tras la brusca caída de abril y mayo, en el arranque de la Pandemia y la consecuente cuarentena preventiva que persistió en ese período.

La paulatina reapertura de actividades bajo protocolos específicos reactivó la demanda, pero ésta   hoy se mantiene  25% por debajo de los niveles prepandemia y se teme que este sea el nuevo volumen de ventas normal, con el cual “ muchas estaciones no llegan a cubrir costos operativos”, advirtió Gabriel Bornoroni, presidente de la entidad empresaria.

“Por tercer mes consecutivo las ventas de combustibles a nivel nacional se mantuvieron estancadas, cortando la recuperación”, señaló.

Un  informe presentado por la Confederación de Expendedores , confeccionado por Economic Trends con información de la Secretaría de Energía, detalló el impacto que tiene el Covid-19 en la venta de combustibles, y concluye que las ventas están  27,7 por ciento por debajo de los valores que tenían previo a las medidas de aislamiento dispuestas  en marzo para contener el contagio.

En el caso de las naftas, las ventas de agosto fueron  34,9 por ciento menores que en febrero, el último mes de la ‘vieja normalidad’. Entre febrero y abril se había dado un desplome de  66 por ciento en el volumen de metros cúbicos vendidos, cuando cayó de 729.600 m3 a 245.247 m3. Luego hubo un rebote hasta el mes de junio, y desde entonces se estancó, sin llegar ni cerca a los valores anteriores. En agosto, por ejemplo, se vendieron 475.197 metros cúbicos.

Para el diésel, la curva fue menos pronunciada por la tracción del campo y del sector transportista, que permitieron que el desplome sea más suave. Entre febrero y abril se había dado una baja de  27,2 por ciento (de 769.616 metros cúbicos a  560.427 metros cúbicos), que también rebotó hasta junio y finalmente se estancó. En agosto se vendieron 653.434 metros cúbicos.

Es por eso que en la combinatoria de nafta y diésel,  se registra una caída de 27,7 por ciento entre febrero y agosto. Para graficar aún más este estancamiento, entre junio y agosto la variación fue apenas  1,4 mayor.

“El mercado hoy se contrajo  25 por ciento, y nos preocupa que esta sea la nueva normalidad del sector. Si bien la cuarentena va variando de una provincia a otra dependiendo de cómo esté circulando el virus, lo cierto es que en la película general se abrieron muchas actividades pero pareciera que hay un montón de rutinas que cambiaron y que derivan en que se cargue menos combustible”, sostuvo Bornoroni.

Para las estaciones de servicio, la rentabilidad está directamente relacionada con el volumen de venta.  Del precio final del litro de combustible, solamente  7,8 por ciento queda para los estacioneros para solventar los costos operativos.

Para poner un ejemplo, si cargar un tanque de 50 litros con nafta súper en una YPF de Córdoba sale $ 3.247, a la estación le quedan solo 253 pesos de esa venta. El resto se distribuye entre las petroleras ($ 1.721) y el Estado ($ 1.273). “Con los volúmenes actuales de venta, muchas de las estaciones se encuentran operando a pérdida. En la mayoría de las estaciones, los dueños debieron tomar préstamos o poner dinero de su bolsillo para sostener las estructuras”, explicó.

La Cámara de Diputados aprobó por unanimidad la renuncia de Darío Martinez a la banca que ocupaba por la provincia del Neuquén y ahora asumirá formalmente el cargo de Secretario de Energía de la Nación para el que fuera designado hace tres semanas.

Cumplido el requisito legal se estima que Martínez dinamizará la Secretaría con resoluciones sobre temas importantes en los que ha venido trabajando con el ministro de Economía, Martín Guzman, dado que Energía pasó a integrar la estructura de dicho ministerio.

El inminente funcionario comentó que “ya estamos trabajando con el Ministro y en diálogo con todos los sectores involucrados”, en alusión a reuniones que mantuvo, por separado, con varios directivos de empresas petroleras, por caso, YPF, PAE y Tecpetrol. también con gobernadores y dirigentes sindicales del sector.

En tales encuentros se analizaron temas prioritarios como la continuidad del esquema del “Barril Criollo” operado entre productores y refinadores para el mercado interno, y el Plan Gas de estímulo a la producción de este recurso en yacimientos convencionales y no convencionales.

Martinez también se ocupó de analizar con gobernadores otros rubros de la energía, por caso las renovables,

En cuanto al perfil que buscará darle a la Secretaría, Martínez reiteró que “vamos a trabajar con un criterio federal, para asegurar la energía que necesita el país en su vuelta a la producción y al desarrollo, y todos los argentinos para una mejor calidad de vida”.

Se aguardan el decreto de designación, y la nómina del equipo que habrá de acompañarlo en la Secretaría, en particular en las subsecretarías de Combustibles y de Energía Eléctrica.

En el marco de la suba de precios de los combustibles que se inició el sabado 19, con YPF y Shell actualizando 3,5 % promedio país y hasta 4,8% en la CABA, otras marcas importantes del mercado local activaron ajustes similares.

Tal fue el caso de Axión que modificó sus precios en porcentajes similares. De este modo, los precios de referencia para las estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Súper 59,88 pesos el litro, Nafta Quantium (premium) 69,52 pesos, Diesel común 56,78, y Quantium Diesel 65,83 pesos el litro.

Los incrementos fueron del 4,5 al 4,9 por ciento respecto de los precios previos.

La subasta electrónica realizada por el MEGSA para la provisión de gas natural a CAMMESA con destino a la generación de electricidad durante el mes de octubre arrojó un precio promedio país de 2,46 dólares  por millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de 2,99 dólares por millón de BTU puesto en el Gran Buenos Aires.  Se trata de precios similares a los del mes pasado, considerando los precios máximos ofertados por productores que operan en las cuencas Neuquina, Austral, Golfo San Jorge y Noroeste.

Setiembre  había arrojado precios promedio de U$ 2,46 para el PIST y de 2,87 dólares por MBTU para el gas puesto en el GBA., en tanto que en agosto (pleno invierno) había sido de 2,53 y 3 dólares por MBTU, respectivamente.

El volumen ofrecido en las 74 ofertas presentadas en la subasta totalizó 60.890.000 metros cúbicos día, superando en mucho a las 40 ofertas de setiembre (34.750.000 m3/día) y a las 28 ofertas de agosto, que habían totalizado 26.680.000 metros cúbicos día.

Para octubre el mayor número de ofertas (43)  fueron presentadas por productores de la Cuenca Neuquina y sumaron 42.940.000 m3/día. Le siguieron 18 ofertas desde Tierra del Fuego por 14.940.000 metros cúbicos día, 5 ofertas desde Santa Cruz, por 1.200.000 metros cúbicos día, otras  5 ofertas desde la Cuenca Noroeste por 600 mil m3/día, y 3 ofertas desde Chubut por 1.200.000 m3/día.

La mayor cantidad de oferentes, de ofertas, y el mayor  volumen ofrecido a CAMMESA, con precios similares a los de setiembre, permite suponer el interés de las productoras en asegurarse la colocación de mayores cantidades de gas con destino a la generación de electricidad habida cuenta que en setiembre comenzó a descender por razones estacionales la demanda residencial de este insumo.

Mientras, se aguarda por una mejora paulatina de la demanda de gas por parte de las industrias, conforme se vayan recuperando niveles de producción que fueron muy afectados por la pandemia del COVID-19.

Estos precios y los volúmenes disponibles en las distintas cuencas para el abasto de gas a las diversas demandas son parte del análisis que realiza el gobierno para terminar de definir el plan de impulso a la producción gasífera convencional y no convencional para el período 2020/2024.

El plan referido se encuentra en estado avanzado de elaboración a cargo de la Secretaría de Energía, ahora bajo la órbita del Ministerio de Economía, que evalúa el costo fiscal de la medida, consistente en garantizar un volumen de producción por Cuencas con precios que surgirán de subastas y sobre el cual se aplicará un subsidio hasta garantizar un precio que podría rondar los 3,40 dólares por MBTU.

Se estima que su puesta en vigencia sería a partir de octubre y se espera que la mayor producción de gas natural en el país reduzca la importación de este insumo en el invierno 2021.

El Ente Nacional Regulador del Gas y directivos de Transportadora de Gas del Norte continúan con el análisis de los proyectos de ampliación de capacidad de transporte del sistema operado por TGN a los efectos de “dar viabilidad a los desarrollos gasíferos de las cuencas productoras argentinas y propender al abastecimiento gasífero de todos los segmentos del mercado,  eléctrico, industrial, comercial y residencial”, indicó el ENARGAS.

Las autoridades del Ente y de la Empresa realizaron una nueva reunión en el marco de la Mesa de Trabajo Permanente que el Organismo sostiene con ambas Transportistas troncales. Participaron, el Interventor, Federico Bernal, el Gerente General del Organismo, Osvaldo Pitrau, el Gerente de Desempeño y Economía, Nestor Touzet y el Gerente de Transmisión, Luis María Buisel, en tanto que por TGN concurrieron su Director General, Daniel Ridelener y su Director Comercial, Guillermo Canovas.

Un comunicado del organismo regulador detalló que se consideraron aspectos que hacen a los escenarios actuales y futuros de producción y transporte, y las alternativas que surgen en términos de proyectos de ampliación a planificar y ejecutar en el corto y mediano plazo sobre el sistema de transporte de TGN.

Ante las consultas relacionadas con las alternativas de financiamiento que podrían considerarse para tales proyectos, realizadas por el Ente, Canovas aportó evaluaciones que se encuentra realizando TGN  y Bernal le requirió avanzar y profundizar el análisis de las diferentes alternativas económicas y financieras que permitan viabilizar los proyectos bajo análisis.

Desde el Ente,  Buisel remarcó la necesidad de abordar todas las cuestiones atinentes al proyecto del 2do Anillo Mercedes – Cardales y junto a éste todos los demás proyectos que surjan de considerar el nodo San Jerónimo (SJ) del  Sistema de TGN, como punto neurálgico del Sistema de Transporte Argentino.

El  nodo SJ representa un punto de llegada de gas proveniente de las dos cuencas productoras principales – neuquina y austral, al mismo tiempo que resulta un punto de partida a los gasoductos Norte, San Jerónimo -Santa Fe, GNEA y TGM con salida a Brasil.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) sancionó a la empresa de transporte de energía en alta tensión Yacylec S.A. en 972.721 pesos por haber distribuido dividendos correspondientes al ejercicio de 2017, en mayo, junio y agosto de 2018 sin haber cumplido el procedimiento establecido para la previa evaluación y autorización del ENRE.

Mediante la Resolución 12/2020, el Organismo Regulador sancionó a la transportadora por incumplimiento a lo previsto en la Cláusula Cuarta del Acuerdo entre la ex Secretaría de Energía (Ex SEE), el ENRE y Yacylec S.A. firmado el 30 de enero de 2017.

La multa es por un monto equivalente a 320 veces la remuneración que recibió como cargo horario por la capacidad de transporte para líneas de 500 kilovoltios cada 100 kilómetros. Dicho cargo, vigente a agosto de 2019, es $ 3.039,754.

El ENRE determinó que la empresa deberá depositar el monto de la multa impuesta dentro de los diez días hábiles administrativos contados a partir de la notificación de este acto, bajo apercibimiento de ejecución.

Yacylec es una compañía argentina de transmisión eléctrica con sede en Buenos Aires. En 1993 obtuvo la concesión para construir, operar y mantener la línea de transmisión de 500 kV que une la central hidroeléctrica Yacyretá, en la provincia de Corrientes, con la subestación de Resistencia, en la provincia de Chaco, para suministrar energía a la Red Nacional de Alta Tensión.

La empresa inició operaciones comerciales en 1994 y mantiene la concesión por un período de 95 años. Yacylec también realiza servicios de Operación y Mantenimiento en la subestación Rincón de Santa María (aledaña a la hidroeléctrica). 

En mayo de 2019 el ENRE autorizó a la Corporación Financiera Internacional (CFI) la transferencia de la totalidad de su participación accionaria en Yacylec a favor de los otros accionistas ENEL Américas, Grupo ELING, y Sistranyac, en una proporción del 4, 4, y 3 por ciento, respectivamente.

Se trató de 22,2 millones de acciones preferidas, nominativas, no endosables Clase B representativas del 11,1 %  del capital social accionario de Yacylec,  que tiene también por accionistas a Impregilo y a Sideco Americana, del Grupo Macri.

En marzo de 2016 el ENRE autorizó la transferencia de 5,33 por ciento de las acciones de Yacylec  (10,6 millones de acciones clase Ay B)  por parte de Mauricio Macri  a Sideco Americana,  holding de la familia primaria del ex Presidente .

La Mesa Cuatripartita de la Industria del Petróleo aprobó el contenido del afiche “Reglas de Oro de Vaca Muerta”, que fue realizado en el marco de los Programas Nacionales de Prevención (Pro.Na.Pre) por rama de actividad.

El documento tiene como objetivo la difusión de buenas prácticas para reducir la siniestralidad en las tareas más riesgosas que tiene la actividad. Los tópicos consisten en: seguridad vial, manejo del cambio, trabajo en altura, permiso de trabajo, línea de fuego, operaciones de izado, espacios confinados y aislamiento de energías.

La Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT) detalló al respecto que se organizaron capacitaciones por cada uno de los tópicos mencionados para los trabajadores a través de plataformas virtuales, donde los contenidos fueron elaborados y consensuados en el marco de la mesa cuatripartita.

Debido a la cantidad de inscriptos la primera capacitación que tuvo como eje el trabajo en altura y estuvo a cargo de especialistas de Pampa Energía, debió llevarse a cabo en tres fechas.

La elaboración del afiche contó con la participación de la SRT; la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén; el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y la Pampa; y las empresas YPF; Pampa Energía; San Antonio Internacional; DLS Archer; Chevron; Pan American Energy; Pluspetrol; Schlumberger; Total; Weatherford; Halliburton; Baker Hughes; Tecpetrol; Medanito y Clear Petroleum.

La mesa de Vaca Muerta se encuentra en funcionamiento desde principios de 2019 y actualmente está elaborando el Manual de Buenas Prácticas de la industria que incluirá todas las tareas que se realizan durante la perforación y la fractura hidráulica.

El gerente general de la SRT, Marcelo Domínguez, resaltó la importancia de este documento “en el marco de una industria estratégica para el crecimiento y desarrollo nacional”, enfatizando la importancia de lograr ambiente laborales sanos y seguros a través del diálogo cuatripartito, tal como recomienda la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y promueve cada mesa Pro.Na.Pre.

Por Santiago Magrone

Las compañías YPF y Raízen (Shell) fijaron nuevos precios para las naftas y gasoils a partir del sábado 19 con incrementos promedio país de 3,5 % y que en la Ciudad de Buenos Aires llegan a 4,8 % respecto de los precios previos, que habían sido puestos en vigencia el 19 de agosto.

Hasta agosto último los precios de los combustibles habían permanecido congelados desde octubre de 2019. Hasta entonces se venía aplicando un esquema de actualización periódica en base a una ecuación que combinaba la variación del precio internacional del crudo Brent, la cotización del dólar, y la incidencia de la variación del precio de los biocombustibles utilizados para el corte de las naftas y del gasoil. Dicho criterio no seguiría vigente.

Los volúmenes de ventas de los combustibles sufrieron bajas en la segunda mitad de 2019 por la merma de la actividad económica, y muy fuertes bajas en los primeros meses de la Pandemia del Covid-19 (del orden del 70 por ciento) para todas las marcas, recuperándose luego parcialmente, a medida que se van reactivando actividades, aún en el marco de la emergencia sanitaria.

Tal como ocurrió el mes pasado, se estima que en los próximos días también subirán sus precios otras refinadoras-comercializadoras que operan en el mercado local (Axion, Puma).

Con el nuevo incremento, los precios de referencia de los combustibles de YPF para las estaciones de servicio ubicadas en la CABA son: Nafta Súper 59,49 pesos el litro, Nafta Infinia (Premium) 68,63 pesos, Diesel500 (común) 55,56 pesos, y Diesel Infinia 64,99 pesos.

Para el caso de los combustibles de la marca Shell los nuevos precios para bocas de expendio de la CABA son: Nafta Súper 59,99 pesos el litro, VPower Nafta 69,99 pesos, Fórmula Diesel (común) 57,76 pesos y VPower Diesel 66,29 pesos el litro.

YPF explicó esta última suba señalando que tiene por objetivo “sostener la actividad de producción, en el marco de las particularidades del contexto macroeconómico del país”.

La petrolera integrada de mayoría accionaria estatal lidera por lejos el cuadro de volumen de ventas de combustibles en el mercado local y obtiene por esta vía el 70 por ciento de sus ingresos.

En esta compañía se indicó además que este aumento “se encuentra en línea con la decisión de recomponer asimetrías históricas de precios a nivel federal, recortando brechas entre la Capital Federal (que en los últimos años fueron más bajos) y el interior del país”. Y a modo de ejemplo se indicó que  “una vez calculados los costos logísticos (transporte del combustible), Jujuy está hoy 4,5% por encima de los precios de la Ciudad de Buenos Aires.

La empresa anunció que continuará sosteniendo el descuento del 15% en sus precios para los trabajadores de la salud adheridos al Programa YPF, en el marco de la pandemia por el coronavirus.

El ENARGAS aprobó nuevos cuadros tarifarios de Gas Propano Indiluído por redes (GLP) con tarifas más bajas que las que se venían aplicando en los últimos 12 meses, y su aplicación debe calcularse desde el 1° de julio de 2020 en razón del Decimo Séptimo acuerdo de prórroga del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano indiluído para redes de distribución suscripto por la Secretaría de Energía de la Nación y Productores.

Se trata de la renovación del régimen de abastecimiento de gas propano a las Distribuidoras y/o Subdistribuidoras de este gas, indicó el Ente.

Por efectos del traslado a tarifa de los precios que surgen del acuerdo citado el ENARGAS calculó e incorporó en los cuadros tarifarios del servicio los precios resultantes para el segundo semestre de 2020.

Las Distribuidoras y Subdistribuidoras deberán refacturar -con los nuevos cuadros tarifarios vigentes- a usuarios y usuarias que utilicen GLP por redes en todo el país las liquidaciones que ya hubieran emitido por períodos de lectura que incluyan días de consumo desde la fecha de vigencia ya indicada (1° de julio de 2020), y efectuar la devolución acreditándolo en la primera factura que se emita al usuario, bajo el concepto “Devolución  Res. ENARGAS N° XXXX/20”. Y si eventualmente quedara saldo por devolver, se trasladará a la factura subsiguiente, hasta su concurrencia. 

Es decir que, por ejemplo, si por un bimestre con días de consumo entre junio y julio, se recibieron dos facturas mensuales por $ 2.766 cada una, en función de las nuevas tarifas deberían haber sido de $ 2.239. La diferencia de $ 527 por cada una de ellas (que hace un monto total de $ 1.054) se descontará en la factura inmediata siguiente. O sea que, si esta última fuera por ejemplo de $ 2.535, pagaría $ 1.481 ($ 2.535 menos $ 1.054).  

Las resoluciones que fijan los nuevos cuadros tarifarios de localidades abastecidas por GLP por redes son las 271/2020 (Camuzzi Gas del Sur S.A.), 272/2020 (Distribuidora de Gas Cuyana S.A.), la 273/2020 (Camuzzi Gas Pampeana S.A.) , la 274/2020 (Distribuidora de Gas del Centro S.A.), la 275/2020 (Litoral Gas S.A.) y 276/2020 (Gas Nea S.A). Todas publicadas en el Boletín Oficial.

Los nuevos cuadros tarifarios deberán ser publicados por las licenciatarias del servicio en los términos de la Ley 24.076 y conforme las resoluciones respectivas. 

Genneia lidera la gestión de conocimiento especializado en energías renovables a través de una universidad propia, desarrollada especialmente para sus colaboradores.

Genneia es uno de los actores nacionales destacados que aporta más del 20% de la energía de fuentes limpias inyectada a la matriz energética de la Argentina y el 30% del total eólico.

Puertas para adentro, hace un año que dieron comienzo a la “Universidad Genneia” como una propuesta académica orientada a capitalizar el know-how único de sus colaboradores y lograr una horizontalización del conocimiento específico de las energías térmicas, eólicas y solares.

La iniciativa busca salir del concepto oferta-demanda unilateral de las capacitaciones y, por el contrario, crear un espacio de aprendizaje con encuadre académico formal enfocado en las necesidades de los equipos y el contexto del sector.

“Generar el espacio de UG es el resultado natural de alinear la estrategia de gestión del conocimiento con nuestra cultura basada en la innovación, la toma de desafíos, el aprendizaje continuo, la cooperación y la necesaria apertura para compartir tanto saberes formales como el conocimiento adquirido en la experiencia dinámica de cada puesto”, destacó la empresa.

“En esta construcción, el rol de nuestros formadores internos es esencial tanto para la Universidad como para el propio formador. Todo ello sumado al aporte clave de nuestros partners externos que acompañan nuestro camino guiado por el Comité Académico y su visión integral sobre las necesidades estratégicas de la organización.” explicó Mariano Muñoz, Director de Capital Humano de Genneia.

A través de formadores internos de diversas áreas, así como acuerdos con el Instituto Madero, ITBA, Torcuatto Di Tella, UBA, Universidad de San Andrés y UTN como partners del proyecto, Genneia desarrolla un “semillero” de conocimiento único en el país.

A lo largo de su primer año, la Universidad creó 4 escuelas de enseñanza y acumuló un total de 3.624 horas de formación distribuidas en más de 2.000 participantes. Asimismo, promoviendo la certificación, el proyecto cuenta con la posibilidad de realizar un examen de competencias a la que accedieron más de 280 estudiantes.

Como primer acercamiento al público de interés y celebrando su primer año, Genneia estará realizando una clase gratuita con inscripción previa sobre Huella de carbono, dirigida a todos aquellos individuos o representantes de organizaciones que deseen comprender el funcionamiento de las diversas alternativas de energía verde para
dirigirnos a una producción cada vez más sustentable.

El evento contará con paneles de especialistas internacionales sobre la medición, certificación y compensación de emisiones.

Genneia provee soluciones energéticas sustentables, que superan el
horizonte de los 1.200 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina.

Distintas cámaras y federaciones que integran Expendedores Unidos (mesa compuesta por CECHA, FECRA, AES, CEGNC y AOYPF) advirtieron que el sector atravesó y atraviesa una situación difícil, que hace límite a la negociación paritaria en la actividad.

“No queremos que se imponga a nuestros socios lo que una cámara con escasa representatividad acordó de incremento salarial sin pensar si sus socios lo pueden pagar”, indicaron, y aludieron a que “como suele suceder en los últimos años, una pequeña cámara con sede en La Plata (Federación de Entidades de Combustibles, ex FECOBA, con Convenio Colectivo de Trabajo número 488/07), volvió a ser la primera en acordar rápidamente la nueva escala salarial”.

En un comunicado remarcaron que “nos sorprende que se busque imponer dicho acuerdo al resto de Expendedores Unidos, que representamos al 97% de los dueños de estaciones de servicio del país, un total de 4.500 estaciones”.

“Porque creemos que tenemos una representatividad nacional verdadera y en la libertad para negociar paritarias, mantenemos abiertas las conversaciones con los representantes de nuestros empleados en el ministerio de Trabajo de la Nación con nueva fecha de audiencia para fin de mes”, explicaron.

“Iniciamos hace unas semanas nuestra negociación para completar la paritaria para el período abril 2020-marzo 2021. Lo hicimos con absoluta buena fe y muy conscientes de la situación por la que atraviesa el país y nuestro sector, con caída de ventas en nuestras estaciones que llegaron al 90% y que desde junio se mantienen en una meseta de caída interanual de entre 40% y 50% por ciento de la que no podemos salir por el impacto de la pandemia”, remarcaron.

Telcosur, la unidad de negocios de telecomunicaciones de tgs, y Grupo Datco, conglomerado regional especializado en soluciones de tecnología, infraestructura y telecomunicaciones, anunciaron la conformación de una alianza estratégica de colaboración para expandir sus operaciones en la Patagonia Argentina, principalmente en la provincia del Neuquén, en la zona de Vaca Muerta.

Como parte de esta alianza, ambas compañías se proponen potenciar sus capacidades y generar negocios en la región sur del país, donde Telcosur finalizó recientemente un tendido de 150 kilómetros de fibra óptica en el corazón de Vaca Muerta, zona en la que Grupo Datco está completando el despliegue de su red de baja potencia y largo alcance (Low-Power Wide-Area Network –LPWAN-) que brinda conectividad de bajo costo para aplicaciones de Internet de las Cosas (IoT).

En el marco de esta alianza, las empresas acordaron tres ejes de trabajo:

I) Cooperar entre Telcosur y 0G Networks, empresa de Grupo Datco, para incorporar tecnología Sigfox sobre la infraestructura de torres de antenas de microondas que Telcosur tiene desplegadas a lo largo de más de 4.600 kilómetros en la Patagonia.

II) Interconectar las redes de fibra óptica de ambos operadores, que suman en la Patagonia más de 1.800 kilómetros de extensión a lo largo de La Pampa, Chubut, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del
Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur.

III) Realizar un estudio de factibilidad e inversión para la unión de sus redes a través del Paso Pichachén, paso fronterizo que une por la cordillera a Neuquén con la VIII Región del Biobío, en Chile. Del lado argentino, la localidad más cercana al Paso Pichachén es El Cholar, mientras que del lado chileno, son Moncol y Antuco.

El Gerente Operativo Comercial de Telcosur, Eduardo Vigilante, afirmó que “trabajar de manera conjunta con una empresa reconocida mundialmente, ampliando las posibilidades de conectividad en Vaca Muerta, generando soluciones que permitan más inversiones y desarrollo para nuestro país es motivo de orgullo para todos los que formamos parte de Telcosur”.

“Este nuevo desafío es una muestra de la clara vocación de la empresa por atender las necesidades de servicios de sus clientes en el segmento de Oil & Gas, fortaleciendo su liderazgo como primer midstreamer argentino”, agregó.

Por su parte, el CEO del Grupo Datco, Horacio Martínez, destacó que “nuestro dialogo con Telcosur ha sido muy fecundo desde sus inicios. A lo largo de los años, hemos construido un vínculo de cooperación basado en una visión compartida de los negocios, la confianza y el respeto sobre el que hemos generado oportunidades de desarrollo para ambas partes”.

La complementariedad de sus operaciones hará que las sinergias se traduzcan en un mayor desarrollo de la conectividad y por ende favorecerá la radicación de nuevas inversiones en la Patagonia, impulsando
la creación de emprendimientos productivos y otras iniciativas basadas en la economía del conocimiento, agregó Martinez.

Grupo Datco, a través de Silica Networks, conecta la Patagonia con Buenos Aires, Santiago de Chile y San Pablo a través de un anillo de fibra óptica de más de 13.000 kilómetros que le permite a la región asegurar la conectividad internacional con baja latencia y salida tanto al Atlántico
como al Pacífico.

Por su parte, por su origen y foco de especialización, Telcosur y tgs cuentan con gran experiencia en la implementación, operación y mantenimiento de redes de telecomunicaciones dedicadas para sistemas de misión crítica en la industria de Oil & Gas y Energía en toda la Patagonia.

La asociación y cooperación entre Telcosur y Grupo Datco comenzó hace más de 15 años, cuando construyeron el primer enlace mixto de fibra y microondas para unir Santiago con Punta Arenas en Chile, que en ese momento solo se comunicaban por enlaces satelitales.

Telcosur, unidad de negocio de telecomunicaciones de tgs, cuenta con una gran experiencia en la operación y mantenimiento de redes de telecomunicaciones para sistemas de misión crítica en la industria de Oil & Gas y Energía.

A través de 4.600 kilómetros de radio enlace y 3.570 kilómetros de fibra óptica anilladas, Telcosur brinda servicios como proveedor independiente de ancho de banda para operadores de telefonía y operadores de televisión por cable, proveedores de servicios de datos y valor agregado, cooperativas telefónicas y eléctricas, y grandes clientes corporativos.

En el actual contexto de aislamiento social que impone la Pandemia del Covid-19 Axion recurre a innovaciones técnicas, como es el empleo de Cascos de Realidad Aumentada, que permiten conectar de manera remota la refinería Campana con el mundo para solucionar eventuales inconvenientes.

Para graficar lo antes señalado vaya un ejemplo: “Son las 11:05 de la mañana en la ciudad bonaerense de Campana y Federico, técnico en instrumentos, sube a la plataforma donde se encuentra la turbina del soplador principal del Cracking. En ese mismo momento, a las 9:05 de la mañana en Houston, un ingeniero especialista en la unidad le pide que revise nuevamente la instalación del sensor de desplazamiento axial”.

“Ese que tienes a la derecha”, le dice mientras mira todo desde la pantalla que tiene en su escritorio, donde recibe en directo la imagen que Federico está viendo y generando en ese mismo momento, a 8.066 kilómetros de distancia.

El ejemplo es real. Esa tecnología no solo se usa para conectar con un especialista en Estados Unidos que no puede viajar a la Argentina, sino también con otro experto en la misma ciudad de Campana pero que, por ser una persona de riesgo en medio de la pandemia del coronavirus, trabaja desde su casa como si lo hiciera en la refinería misma.

La pandemia causada por la Covid-19 sorprendió al mundo y aceleró muchos planes de transformación digital. La refinería en la ciudad de Campana no fue la excepción. En los últimos años, y debido a la puesta en marcha de las diferentes nuevas unidades de producción que convirtieron a esa planta en la refinería más moderna de Sudamérica, se incrementó la necesidad de contar con la asistencia de especialistas de todas partes del mundo, quienes visitaban in situ las instalaciones.

Sin embargo, desde que comenzó el período de aislamiento social obligatorio y preventivo dispuesto por el gobierno nacional, las visitas fueron suspendidas y el equipo de Supply Chain, IT y Mantenimiento e Ingeniería de AXION energy unieron esfuerzos para encontrar la mejor solución en el menor tiempo posible.

La búsqueda se concentró en un dispositivo que les permitiera a los operarios de la refinería trabajar en diferentes unidades y simultáneamente recibir asistencia remota por parte de especialistas técnicos de cualquier parte del mundo.

Luego de un arduo proceso de comparación y prueba piloto, los equipos intervinientes en el proyecto llegaron al casco de realidad aumentada RealWear HMT1-1Z1, que se destacó por cumplir con los requerimientos planteados, además de ser intrínsecamente seguro, permitir al operador contar con sus manos libres, enviar documentos, fotos y videos en tiempo real gracias a su sistema Android y tener un diseño robusto.

El RealWear es un dispositivo móvil Android y podría compararse con una pequeña tablet. Es posible operarlo completamente por comandos de voz y manos libres, por lo que les permite a los operadores de la refinería trabajar utilizando sus manos para manipular herramientas y equipos. Incluso, se adapta a los lineamientos de seguridad para ser utilizado al trasladarse, subir escaleras o andamios o una torre.

El dispositivo pesa 380 gramos y cuenta con un anclaje para montarse directamente sobre el casco de seguridad y está diseñado para uso en ambientes industriales y áreas clasificadas.

Dentro de la refinería, se utiliza un software llamado Onsight que permite establecer una comunicación de videollamada, ya sea con un especialista fuera de la refinería o bien con otro dispositivo similar dentro de la planta, con la mejor calidad ya que cuenta con otro software incorporado de cancelación de ruidos y reconocimiento de voz que hace que la comunicación sea clara y entendible aún en situaciones de elevado ruido ambiente.

Si durante el contacto, el operador quisiera enviar o recibir documentos, fotos o videos, puede hacerlo, así como también grabar en alta definición.

El gerente de mantenimiento e Ingeniería de Axión, Maximiliano Gonella, destacó al respecto que “en definitiva, esto nos da la factibilidad de tener asistencia remota de especialistas, nos acorta los tiempos de respuesta y nos da mayor nivel de profesionalismo para interactuar en forma directa con ellos”.

“De esta manera, en Campana podemos continuar llevando adelante las tareas que requieren de la asistencia de profesionales a distancia, con la mayor eficiencia posible, reduciendo gastos de movilidad en servicios especializados de terceros, reduciendo también los días de atraso en tareas de parada de planta y los costos asociados a la instalación de andamios para inspección de equipos”, detalló Gonella.

La generadora Genneia fue la empresa nacional elegida por McCain Argentina para abastecer el 12,5% de su demanda total de energía eléctrica, por caso, a su planta ubicada en Balcarce con renovable de origen eólico.

Esto como parte de un programa que ha llevado a McCain a cubrir actualmente con renovables el 25% de su demanda total de energía.

Como resultado de la iniciativa, la planta de Balcarce recibirá 8.500 MWh limpios al año proveniente de los parques eólicos Villalonga II (3,5 MW), Pomona II (11,7 MW) y próximamente de Chubut Norte II (26,28 MW); evitando de esta manera que se emitan más de 3.800 toneladas de CO2 a la atmósfera.

El contrato efectuado sobre un conjunto de parques eólicos de Genneia, asegura a McCain una inyección constante de energía disponible para su producción.

“McCain siempre ha desarrollado su negocio con la sustentabilidad como un pilar fundamental a lo largo de su cadena de valor. Durante años, la empresa ha demostrado un fuerte compromiso para sentar las bases de las generaciones futuras, contribuyendo a lograr un planeta más sustentable”, afirmó Agustín Giaquinto, Gerente de Compras de Energía de McCain Foods LATAM.

De igual forma, el Director de Asuntos Corporativos de Genneia, Gustavo Castagnino, destacó el orgullo que representa para la compañía el formar parte de los actores que facilitarán el cambio hacia una economía sustentable en el mundo y, asimismo, encontrarse con empresas
como McCain que se comprometen a largo plazo con un desarrollo sostenible de sus negocios.

El nuevo compromiso de la empresa de producción alimentaria es parte de su programa +ENERGÍA lanzado hace dos años y se enmarca dentro de la estrategia global de la compañía en pos de reducir las emisiones de dióxido de carbono en un 50% para el 2030, lográndose, en parte, a través del 100%
de electricidad renovable en todas sus plantas, se indicó.

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que nuclea a empresas productoras, informó al Ministerio de Economía de la Nación que vienen advirtiendo “desde hace varios meses, el incumplimiento reiterado de las licenciatarias de distribución de gas en la cancelación de sus compromisos contractuales”, en referencia a los convenios de suministro de gas natural vigentes entre las compañías que producen y las que distribuyen el gas por redes domiciliarias.

Lo hizo a través de una nota dirigida al ministro Martín Guzman, a quien solicitaron su intervención para que disponga “todas las medidas a su alcance dentro del marco regulatorio a fin de regularizar de forma urgente esta situación”.

La nota de la CEPH fue cursada con copias al Secretario de Energía, Darío Martínez, al Subsecretario de Hidrocarburos,  Juan José Carbajales, al Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, y a la presidenta de la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS)  María Tettamanti.

En la nota al Ministro, que firma Carlos Seijo,  la CEPH hace hincapié en el caso de MetroGas, señalando que “ha informado que no cancelará las facturas por las entregas de gas natural de junio, julio y agosto de 2020” y que “las razones alegadas resultan inoponibles a los productores y se apartan de las obligaciones que fueran asumidas por las partes en los respectivos contratos de suministro de gas natural”.

MetroGas argumentó problemas económicos y financieros (desde abril de 2019 cuando se congelaron las tarifas, agravados durante la Pandemia en curso), es la distribuidora del área metropolitana de Buenos Aires, tiene por accionista controlante a YPF, que a su vez es vicepresidente de la CEPH.

Luego de señalar que el mencionado incumplimiento de pago “implica una violación a los contratos vigentes que afecta directamente a los productores de gas natural”, la CEPH consideró que “dado el contexto imperante (que no especificó), tal actitud podría extenderse a la totalidad de las distribuidoras con quienes se han celebrado contratos de suministro de gas”.

 Al respecto, describe la CEPH, “no debe soslayarse que ante la finalización de los acuerdos de suministro de gas natural por entonces vigentes, con fechas 10 de abril de 2020 y 19 de junio de 2020, desde la Secretaría de Energía se solicitó a las empresas de esta Cámara asegurar la  continuidad del abastecimiento de gas natural a las licenciatarias del servicio de distribución”.

Y advierte al Ministro que “los productores de gas natural nucleados en esta Cámara no están en condiciones de continuar financiando las entregas de gas natural ni a MetroGas, ni al resto las prestadoras del servicio público de distribución, ni a cliente alguno”.

Cabe señalar que esta situación se plantea en un escenario en el cual se esperan definiciones por parte del gobierno nacional referidas a la puesta en práctica de una nueva versión del Plan Gas, con el cual se procura alentar la producción de este insumo, tanto en yacimientos convencionales como no convencionales, procurando minimizar su importación en 2021.

Además, las productoras quedaron sin cobrar un deuda cercana a los 400 millones de dólares resultante de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) en la operatoria de venta de gas natural a las distribuidoras, entre el momento del suministro del gas (a valor dólar) y del efectivo cobro del insumo (en pesos) al usuario durante el año 2018, como consecuencia de la fuerte devaluación en el gobierno de Mauricio Macri.

El desaguisado derivó en un DNU (1053/18) según el cual el Estado se haría cargo de pagar esa diferencia en 30 cuotas mensuales. El gobierno macrista se fue pagando sólo una cuota, y este año el Congreso objetó tal DNU.

La CEPH describió a Guzmán, que acaba de incorporar a su estructura  ministerial a la Secretaría de Energía, que “desde el inicio de las medidas adoptadas por las autoridades nacionales y provinciales con motivo de la emergencia sanitaria por el Coronavirus (COVID-19), los productores se vieron perjudicados por decisiones unilaterales de las distribuidoras de gas natural de demorar sistemáticamente los pagos de sus facturas  y utilizar los fondos correspondientes al componente de gas de la tarifa para destinos distintos de la cancelación de las deudas con los productores”.

Economía deberá evaluar el costo fiscal del subsidio parcial al Plan Gas o como se lo denomine, y el descongelamiento de las tarifas de éste servicio ( igual que el de la electricidad) en el año próximo.    

Frente al  escenario que se les presenta con las distribuidoras, las empresas productoras de gas natural hicieron saber que “se verían obligadas a exigir el cumplimiento riguroso de las obligaciones previstas en los contratos vigentes de suministro, incluyendo el derecho a suspender las entregas de gas natural frente a esa falta de pago y eventualmente rescindir los acuerdos de compra venta de persistir este incumplimiento, así como demandar judicialmente el cobro de las facturas impagas”.

Cabe recordar que el marco normativo vigente establece con claridad que “es obligación exclusiva de las empresas distribuidoras tomar todos los recaudos necesarios para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles (artículo 24, Ley 24.076) y asegurar las condiciones de operabilidad del sistema y un servicio regular y continuo a los consumidores (artículo 31, Ley 24.076)”, refirió la CEPH.

Ello incluye, necesariamente, “procurar el debido aprovisionamiento de gas natural. El incumplimiento de esas obligaciones, que pone en riesgo la normal prestación de los servicios no interrumpibles, es pasible de sanciones, incluyendo la declaración de caducidad de la licencia de distribución (punto 10.6.1 del Anexo B, Decreto 2255/92), describe la nota de la Cámara.

“En atención a lo expuesto, a fin de evitar un mayor perjuicio económico y financiero a las empresas representadas por esta Cámara, solicitamos la intervención del Señor Ministro para que disponga todas las medidas a su alcance dentro del marco regulatorio a fin de regularizar de forma urgente esta situación”, señaló la CEPH.

El CEO de YPF, Sergio Affronti, comunicó los objetivos que se propone alcanzar en el segundo semestre del año, en el marco de una situación que describió como “compleja desde el punto de vista financiero y operativo”  para la petrolera de mayoría accionaria estatal, y la más importante de la Argentina.

El directivo puntualizó en un mensaje dirigido al personal  de la compañía que tales objetivos se procurarán “cuidándonos entre todos, que es lo más importante”  (en alusión a la Pandemia) para “retomar la senda de crecimiento con eficiencia como objetivo final, dispuesto por el Directorio ”.

El objetivo central,  indicó, “el de mayor importancia, con un 25 % de peso sobre el total de los objetivos, es el de lograr una reducción del 30 por ciento en los costos de la compañía respecto a los costos que teníamos previo al Covid-19, e implica tanto a los Opex  (gastos operativos) como a los Capex”  (gastos o inversiones de capital). “Esto requiere trabajar de una manera distinta con nuestros proveedores y además tener una mayor productividad en todo el trabajo que hacemos”, señaló.

Un segundo objetivo, prosiguió, es el de “alcanzar un precio promedio para los combustibles a diciembre de este año”, que no especificó.

 Otro objetivo descripto por Affronti es el de la “sustentabilidad,  con eje en tres focos principales:

.  La seguridad de las personas,  “lo más importante que tenemos en la compañía”, para reducir el índice de frecuencia de accidentes acumulada,  y el número de accidentes totales que tenemos como compañía,  abarcando también la accidentalidad en el transporte, dado que los accidente viales constituyen la principal fuente de accidentes que tiene nuestra industria”, remarcó.

 .  El cuidado del medio ambiente para  “reducir las emisiones de CO2 al ambiente y los derrames que vamos a intentar evitar para que sean cero”.

.  El índice de sustentabilidad del Dow Jones como fuente sobre la cual queremos compararnos”.

 El CEO también hizo hincapié en “el cuarto objetivo,  el Plan Gas, para obtener un precio y contratos de gas que sean de largo plazo y que nos permita poner en producción los vastos recursos de gas que tiene la compañía”.

. El quinto objetivo trazado por Affronti  para YPF pasa por “la disciplina financiera, a partir del  refinanciamiento de la deuda de la compañía que nos ha permitido posponer el pago de un 60% del  bono 2021 que vencía en marzo próximo, a ocho pagos semestrales a partir de setiembre de 2021”. “Esto nos permite despejar el horizonte financiero en cuanto a las deudas de corto plazo”, remarcó.

. El sexto objetivo procurado para YPF es el referido al Upstream  “en cuanto a la producción de crudo y gas convencional y no convencional, que nos permita llegar a diciembre recuperando niveles de actividad en las distintas provincias” donde opera la compañía, señaló el directivo.

70 personas participaron de la cuarta charla técnica y profesional brindada por la Empresa junto a la SPE Comahue Student Chapter.

El viernes pasado se llevó a cabo el cuarto encuentro del ciclo de presentaciones profesionales que realizan conjuntamente GeoPark y la SPE Comahue Student Chapter. La actividad estuvo a cargo de Sofía Malamud, Ingeniera en Petróleo de GeoPark, quien abordó el tema Monitoreo y supervisión en yacimientos con recuperación secundariaante una audiencia de 70 participantes.

La actividad contó con la participación de alumnos de diversas universidades e instituciones académicas de diferentes provincias y regiones de Argentina, así como de otros países, entre ellos Chile, Bolivia y Perú. Durante su presentación la Ing. Malamud abordó un temario que cubrió principios básicos de waterflooding, métodos de recuperación, factores que inciden en la eficiencia operativa de proyectos de recuperación secundaria, monitoreo y supervisión, y balance de patrones. La profesional de GeoPark también compartió con los participantes, experiencias de su trayectoria personal y su carerra académica.

“La empresa GeoPark nos viene compartiendo su experiencia y conocimiento que son de gran valor para nosotros como estudiantes avanzados de la carrera”, señaló Karen Quidel, miembro de la Comisión Directiva de la SPE Comahue Student Chapter y una de las coordinadoras del ciclo de presentaciones profesionales. “El espacio para el intercambio profesional, personal y académico nos resulta de gran valor dado que nos permite tener un horizonte de nuestra próxima etapa”, agregó.

Bajo su misión de “Crear Valor y Retribuir”, GeoPark lleva adelante este ciclo de charlas técnicas y profesionales, dirigidas principalmente a estudiantes de la carrera de Ingeniería en Petróleo de la Universidad Nacional del Comahue, miembros activos del Capítulo Estudiantil de la SPE y otros invitados especiales. En los encuentros, los participantes se informan sobre cómo GeoPark realiza sus operaciones y actividades y tienen acceso a un espacio de intercambio profesional y académico que resulta de gran valor.

En el marco de su estrategia de sustentabilidad, GeoPark impulsa proyectos y actividades educativas en las comunidades vecinas a sus operaciones, con el compromiso de convertirse en el vecino y aliado preferido a partir de una relación sustentable de aprendizaje y beneficio mutuo.

Acerca de GeoPark

GeoPark es una compañía independiente líder en Latinoamérica en exploración, operación y consolidación de hidrocarburos con plataformas y activos de crecimiento en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador y Perú. Bajo su misión “Crear Valor y Retribuir”, la compañía impulsa programas de inversión social sostenibles y articulados con el Estado, autoridades locales y comunidades, con el fin de propiciar cambios favorables en los entornos en los que actúa.

La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana informó el viernes 11 al Mercado la “renuncia irrevocable” de Alejandro Macfarlane a su cargo de Presidente y Director Titular de la Sociedad “con efecto a partir de la próxima reunión de Directorio que apruebe” dicha renuncia,  por razones de índole personal.

Pero Macfarlane mantiene su participación indirecta en el capital social de la Sociedad.

Asimismo,  Camuzzi  Gas Pampeana comunicó que recibió la renuncia de Jaime Barba al cargo de Director Titular de la Sociedad, “con efectos a partir de la próxima reunión de Asamblea que trate su renuncia”, manifestando que la misma también “obedece a razones de índole personal “ y de “reorganización de las autoridades societarias”.

En rigor, Barba asumiría la Presidencia de la compañía.

 Por Santiago Magrone

Las operaciones de abasto desde las plantas refinadoras de Shell, Axión y Puma se encuentran afectadas por la continuidad de un conflicto salarial que mantienen con la Federación del  Petróleo, Gas y Biocombustibles ( que encabeza Pedro Milla) que  nuclea a trabajadores de tales refinerías y de estaciones de servicio de diversas compañías.

Dicho gremio no acató la Conciliación Obligatoria dispuesta por el Ministerio de Trabajo el jueves,  y  esta interrumpida la salida de camiones abastecedores por lo cual podría complicarse el suministro de combustibles ya en el curso del fin de semana, estimaron fuentes del sector .

Este conflicto no alcanza a refinadoras y bocas de expendio de YPF debido a que los trabajadores del downstream de esta marca están enmarcados en el SUPEH,  Sindicato Unidos Petroleros e Hidrocarburos .

Sí están siendo afectadas por las medidas las plantas de Shell (Raízen) en Dock Sud,  la de Axión en Campana, y  la de Puma en Bahía Blanca. Se aguarda la acción ministerial ante la actitud sindical, que reclama el pago de un aumento del 13,5 % para cerrar el 2019, y piden paritarias 2020.

Las empresas muestran cifras de caída de ventas de combustibles durante la Pandemia del Covid-19, por la menor actividad económica y menor consumo particular.  

El conflicto en la industria petrolera escaló también en los últimos días en el upstream en el plano de las relaciones laborales. Ocurre entre las cámaras que nuclean a las empresas productoras y a las compañías proveedoras de servicios petroleros, con los gremios del rubro, que nuclean a trabajadores de base y a jerárquicos, particularmente en la Cuenca Neuquina.

El fracaso de las negociaciones entre la CEPH y la CEOPE  con el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, La Pampa y Río Negro (Guillermo Pereyra),  en momentos en que procuraban avanzar en un acuerdo para incrementar la actividad en yacimientos, llevó a advertir sobre la inminencia de paros en los próximos días.

El viernes el ministerio de Trabajo dictó también una Conciliación Obligatoria por quince días en este rubro de actividad, y comprende además a las otras cuencas productoras (Golfo San Jorge, Austral, Noroeste, Cuyana) .

Hay cuestiones salariales pendientes y de condiciones  laborales para la etapa que se inicia este mes en la mesa de discusión. En la mesa chica de las discusiones (con YPF, PAE, Vista, Tecpetrol), Pereyra reclama aumento de 16% por el cierre del 2019, por deudas a la obra social, y pide paritarias hasta marzo de 2021.

Desde el arranque de la Pandemia se acordaron esquemas de emergencia para el personal petrolero (suspensiones con pago parcial de salarios) frente a la merma de las actividades, que en rigor ya venía aconteciendo en los meses previos por los bajos precios internacionales. Dicho esquema no será renovado.

En mayo el gobierno activó el esquema del Barril Criollo (45 dólares) para la comercialización del crudo entre productora nivel interno y ello preservó la producción en los pozos ya activados y, en parte, las regalías para las provincias petroleras. Por estos días, el gobierno tiene en consideración la continuidad o no de dicho esquema, y en caso afirmativo, establecer en qué nivel de precio.

Otro tema principalísimo pendiente es el de la articulación de un esquema de precios subsidiado para impulsar la producción de gas natural, convencional y no convencional. Deben conjugarse compromisos de inversión, de producción por cuenca, y el costo fiscal que implicará.

En este sentido, se aguarda que en la próxima semana asuma formalmente su cargo el designado Secretario de Energía, Darío Martinez, quien ha estado trabajando estos temas con el Ministro de Economía, Martín Guzman, Se esperan anuncios.

Seis cámaras que nuclean a productores de biocombustibles advirtieron al ministro de Economía, Martín Guzmán, que sus asociados están “en una situación insostenible” después de “tres años de perjudiciales y sucesivas modificaciones en los procedimientos de determinación de precios (2017 a 2019)”, nueve meses de congelamiento y una caída de la demanda de más del 25% en 2020.

La Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno, las cámaras Argentina de Biocombustibles, de Bioetanol de Maíz, de Productores de Biocombustibles en Origen, Santafesina de Energías Renovables y el Centro Azucarero Argentino informaron al ministro que, por separado, hicieron presentaciones “solicitando la urgente publicación de un precio que compense costos y contemple una utilidad razonable”.

Al detallar la situación de cada segmento de la actividad puntualizaron que:

.  Todas las plantas de biodiesel que abastecen el mercado interno se encuentran paradas por el colapso consecuente del precio fijado en diciembre de 2019.

.  Las plantas de bioetanol de caña de azúcar, en plena zafra, registran costos muy por encima del precio congelado,  lo que sumado al elevado costo financiero que origina la estacionalidad para distribuir el abastecimiento en 12 meses, configura un quebranto económico para la actividad.

.   Las industrias de bioetanol de maíz operan intermitentemente, agravado por  los fuertes aumentos del maíz  (+35% desde mayo),  materia prima que representa el 60% de sus costos de producción.

El planteo del sector de biocombustibles se fundamenta en que la ley 26.093 crea un Régimen de Promoción que prevé “la obligación del Estado de establecer un precio oficial para esos productos que compense los costos, y una utilidad razonable, lo que se incumple desde hace varios años, agravándose al extremo desde el congelamiento de diciembre pasado”, indicaron.

Para urgir una solución, las cámaras solicitaron al ministro y al secretario de Energía una audiencia a la que, señalaron, “sería deseable que también sean convocados los ministros competentes de las provincias de la Liga de Provincias Bioenergéticas, quienes conocen perfectamente al sector”.

 El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, mantuvo en Brasilia un encuentro con el ministro de Minas y Energía brasileño, Bento Albuquerque, en cuyo transcurso trataron temas que hacen a la integración energética bilateral.

En tal sentido Albuquerque le expresó a Scioli que “la relación entre Argentina y Brasil trasciende a los gobiernos”.

Uno de los puntos principales de la integración es el rol que la empresa de alta tecnología argentina INVAP podría tener en la construcción del Reactor Multipropósito Brasileño (RMB) si se logra firmar el contrato respectivo, cuestión que fue tratada durante la reunión.

Un comunicado emitido por la Secretaría de Energía destacó además que Albuquerque “se mostró dispuesto a trabajar para crear las condiciones para que el mercado brasileño pueda abastecerse de gas natural producido en Vaca Muerta, objetivo que forma parte de la decisión argentina de desarrollar los recursos no convencionales de la cuenca neuquina.

Scioli informó que la semana próxima se realizará una videoconferencia entre el ministro Albuquerque y el Secretario de Energía argentino, Darío Martínez, para “recuperar las reuniones de planificación binacional energética”, que se vieron postergadas en los últimos años.

Hace casi una década que Argentina sabe que dispone de una de las mayores reservas gasíferas del planeta, lo que todavía no sabe es cómo lidiar con ella.

Alberto Montebello

Durante los años 90’ la industria extractiva se organizó bajo un modelo de competencia con una fuerte concentración de la oferta y por tanto los precios venían dados por los el precio del combustible que sustituía en el uso de las usinas térmicas, el fueloil.

A partir de 2002, finalizada la etapa de Convertibilidad, la determinación de precios internos nunca pudo establecer un esquema de estabilidad que alentara la inversión y proveyera la energía a precios asequibles al mismo tiempo.

Ciertamente la inestabilidad cambiaria, y en definitiva macroeconómica, se terminó deglutiendo cualquiera de los esquemas establecidos por el planificador/regulador en lo que va del siglo XXI, y la sábana corta se terminó inclinando para uno u otro lado del colchón, alternativamente.

Hasta el 2015 el foco en el lado del consumidor terminó generando una reasignación de renta en favor de los usuarios, pero afectando la inversión y finalmente las cuentas externas y fiscales, a partir de la necesidad de importar gas caro con recursos presupuestarios.

Posteriormente y hasta 2019, se puso foco en la promoción de la inversión con impacto sobre los presupuestos de los hogares, aunque expandiendo la oferta doméstica sin una demanda (sobre todo industrial) que pudiera sacar ventaja de esa mayor disponibilidad del fluido.

No obstante, a lo largo de todo el período se han generado esquemas de incentivos costosos para el fisco, y con un rasgo estructural de insuficiencia de abastecimiento doméstico estacional en el invierno, producto de la incapacidad de generar excedentes o de la posibilidad de almacenar el exceso estival de producción, en períodos recientes. Ello ha llevado a convertir a la Argentina en un importador neto de gas en la última década.

Y como lo ha reconocido la Corte Suprema en el fallo CEPIS en 2016, los mecanismos competitivos en Argentina aún no funcionan, por lo que se requiere una planificación centralizada a la hora de determinar el funcionamiento de este promisorio mercado.

Oportunidad, mérito y conveniencia

El planeamiento energético se supone que parte de un análisis global y estructural para llegar a la toma de decisiones locales y microeconómicas. Es por eso que algunas medidas que pueden ser inapropiadas en ciertas coyunturas pueden ser muy oportunas en otras circunstancias. Veamos algunos ejemplos.

La decisión de fomentar el uso de los biocombustibles ha sido acertada a mediados de la década del 2000, cuando todavía se desconocía el potencial de Vaca Muerta, pero posiblemente en el contexto actual, fomentar la expansión de la oferta no resulte eficiente.

Asimismo, determinar una “escalera” de precios del gas en boca de pozo para converger a precios de paridad de importación de GNL superiores a los 7 dólares desde 2016, sólo fue factible bajo un razonamiento híper esquemático; cuando la alternativa lógica hubiera sido utilizar a la oferta de GNL como factor de competencia bajo un esquema de subastas internas (como había propuesto parte del equipo de gestión en 2015). Este esquema de subastas finalmente se implementó con éxito a partir de finales de 2017. También oportunamente se planteó la construcción de una gran planta almacenadora con capacidad para acumular los excedentes locales y utilizarlos en períodos contra estacionales, lo que se terminó frustrando, en parte por la presión de los propios productores de gas natural.

En el plano de lo temporalmente ilógico se anota el abastecimiento de GNL de Qatar a través de un contrato de largo plazo a valores muy superiores a lo que serían los precios de breakeven locales, que como han afirmado algunos destacados empresarios y analistas del sector deberían estar por debajo de los 3.5 US$/MMBTU. Un error que por poco cometieron las administraciones de la cartera de energía de la última década, cuando los valores a convenir fluctuaba entre los 8 y 15 dólares.

La crisis global actual, si se encara con filosofía oriental, puede gestar una buena oportunidad de planeamiento estratégico. Si consideramos las importaciones de GNL que viene concretando IAESA en el último trimestre, tenemos que el producto que ingresa al puerto de Escobar lo hace a valores inferiores a los 3 US$/MMBTU.

¿No sería acaso este momento el oportuno para finalmente establecer un contrato a 5 a 10 años por dicho valor? ¿No sería a su vez la oportunidad de construir plantas de almacenamiento locales que complementen la vasta red de gasoductos de transporte y distribución, y que sean capaces de promover el autoabastecimiento gasífero? ¿O tal vez ese almacenamiento pueda concretarse con la construcción de la planta de gas de Punta Sayago en la vecina orilla, a partir de un acuerdo estratégico de intercambio de energía con el Uruguay, profundizando y mejorando el comercio energético actual?

Es posible que una mirada energética centrada en el Upstream petrolero rechace un esquema con un almacenador/importador que pueda amenazar el poder de mercado de los productores de Vaca Muerta, pero justamente el Estado inteligente es el que promueve competencia, construcción de infraestructura y desarrollo económico. En este sentido la tecnología del GNL con posibilidad de desarrollo local es el vaso comunicante para alcanzar esa diversidad de objetivos, tal como ha sucedido en los Estados Unidos, justamente en la década en la que no supimos cómo manejar adecuadamente nuestros cuantiosos recursos No Convencionales.

La opción dominante

La contractualización de la demanda debería ser la contracara de un bien que por el momento constituye un “no transable” para los productores locales, tanto como para un GNL importado por un período considerablemente largo y a precios de oportunidad, mientras se organizan los consorcios locales que construyan las plantas de almacenamiento que complementen el sistema.

Mientras no exista la competencia gas con gas, Argentina tiene la posibilidad de tener un precio de referencia netback muy similar al precio breakeven de producción local, del orden de los 3 dólares, y abandonar por el próximo quinquenio la idea peregrina de licuar su gas para exportarlo, lo cual se ha traducido en un experimento de rentabilidad negativa para YPF.

Y es justamente aquí donde la oportunidad, mérito y conveniencia hace recomendable la estrategia aquí sugerida. Un valor del gas a un precio techo de 3,5 US$/MMBTU implica un equivalente de petróleo crudo de menos de 20 dólares el barril. Es decir que la referencia energética para la Argentina en el período 2020-2025 podría ser la tercera parte de lo que habría sido durante los años 90’, en el sentido de haber tenido que tomar el precio del fueloil como valor de referencia para determinar el precio del gas en boca de pozo, mientras no exista abundancia relativa que hagan converger los precios al costo marginal de largo plazo.

La aritmética simple demuestra que Argentina y la región tienen una oportunidad de sustituir combustible caro y contaminante por aquel que más posee, mientras se lanza a la aventura del desarrollo de una industria que le ha permitido a la primera potencia del mundo recuperar su competitividad en la última década.

En definitiva, el puente hacia ese desarrollo pasa por profundizar la GNLización de la infraestructura con competencia internacional y estacional (a precios de oportunidad) y profundizar la gasificación de la industria y el parque vehicular, mientras el esquema tarifario logre conciliar los objetivos de eficiencia y equidad, a partir de una mayor y mejor segmentación de la demanda.

Con la presencia de directivos de los ministerios de Educación de las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Mendoza, Salta y Santa Fe, se realizó el lanzamiento de la Red Escuelas de Fundación Pampa Energía. Forman parte de ella 19 establecimientos de esos distritos, 49 docentes y 65 directivos.

La Fundación Pampa Energía desarrolló este proyecto nacional en las
instituciones educativas, ofreciendo capacitación y herramientas para mejoras institucionales, incentivando la circulación y difusión de buenas prácticas de gestión educativa.

Participaron del encuentro autoridades provinciales de las distintas direcciones de Escuelas Técnicas e inspectores regionales de las comunidades de las escuelas, donde la Fundación ya participa con el Programa de becas secundarias.

Algunos objetivos de Red de Escuelas son:
 Crear una red que contribuya a la mejora institucional de las escuelas a través del desarrollo de actividades de formación e intercambio que impacten positivamente en los indicadores educacionales.  
 Promover un espacio de formación que garantice a cada equipo, el diseño de proyectos anuales que respondan a las necesidades reales del contexto en el cual se encuentran insertas las escuelas. 
 Actualizar a los directivos y docentes en habilidades y recursos novedosos para aplicar en la institución educativa. 
 Contar con diagnósticos que nos permitan articular y acompañar a las
instituciones en sus proyectos educativos.

Gerardo Marchesini, director de Educación Técnico Profesional de la provincia de Buenos Aires afirmó: “La educación es una responsabilidad de todos. Desde hace muchos años venimos transitando una acción conjunta con la Fundación Pampa, y otras instituciones de todo el país, de forma abierta, madura y con políticas que nos permiten modernizar los modelos.

Diego López Morillo, subsecretario de Educación de la provincia de
Salta, destacó y agradeció “todas las acciones que la Fundación Pampa
lleva adelante en la provincia a través de las becas, las prácticas
profesionales y ahora esta iniciativa”.

La Fundación Pampa trabaja junto a las organizaciones locales para crear una red colaborativa nacional de escuelas donde los docentes y equipos directivos se capaciten, generen diagnósticos y diseñen propuestas para la mejora de la dinámica institucional y pedagógica.

El designado Secretario de Energía, Darío Martinez, mantuvo en Neuquén  una jornada de trabajo con Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy (PAE) siguiendo con una serie de encuentros que realiza para analizar diversas cuestiones del sector energético. La semana pasada mantuvo un encuentro similar con el CEO de YPF.

La producción en yacimientos convencionales y no convencionales de hidrocarburos, inversiones,  la continuidad o no del Barril Criollo entre productores y refinadores locales, el programa de estímulo para el gas natural, la infraestructura de transporte por ductos, el mercado interno de los combustibles,  y  las exportaciones de crudo y gas,  integran las cuestiones a resolver en los próximos meses.

Un comunicado de la Secretaría reseñó que al término de la jornada, Martinez calificó de “muy fructífera” la reunión con PAE,  “otra de las empresas líderes en nuestro país en materia energética” , y agregó ´que “estamos dando los pasos necesarios para lograr los acuerdos que nos lleven al camino de la reconstrucción del país, con la energía que necesitan las familias y la producción”.

El mismo comunicado señaló que Bulgheroni expresó que “es muy bueno para quienes invertimos y producimos en el país que la política energética tenga una visión amplia y estratégica, y se aborde desde el  lugar donde trabajamos todos los días para darle gas, petróleo y combustibles a los argentinos”.

PAE es muy fuerte productora de gas y crudo en la Cuenca Golfo San Jorge y busca consolidarse en la Neuquina. Detenta el segundo lugar entre las productoras de crudo y gas en el país. Ademas, desde 2017 opera como petrolera integrada a partir de Axion Energy en la refinación y comercialización de combustibles.

El directivo remarcó que “PAE tiene presencia en las cuatro principales cuencas  hidrocarburíferas, desde el norte argentino hasta la Patagonia”. “Estamos muy agradecidos en poder escuchar y proponer ya que el trabajo conjunto es el que va a potenciar la producción y el crecimiento de nuestra industria”, afirmó.

La agenda del Secretario incluye para los próximos días nuevas reuniones con directivos de otras importantes operadoras petroleras en la Argentina y con los gremios del sector. Espera una pronta definición en torno a un acuerdo entre las partes que haga posible reimpulsar la producción y el empleo en Vaca Muerta.

La compañía distribuidora de gas por redes Camuzzi, afirmó que se encuentra aplicando los cuadros tarifarios dispuestos por el ENARGAS a través de las Resoluciones 194/2019 y 201/2019 para el caso de Camuzzi  Gas Pampeana,  y  la Resolución 202/2019 y 203/2019 para Camuzzi Gas del Sur,  con vigencia a partir del 01 de abril, 01 de mayo y 01 de junio del mismo año.

“Dichas resoluciones han sido las últimas aprobadas con relación a los valores tarifarios a aplicar en todo el ámbito de operación de las Licenciatarias, y las que al día de la fecha continúan plenamente vigentes”, indicó la empresa a través de un comunicado.

Los usuarios pueden conocer las tarifas aplicables a sus respectivos consumos en www.camuzzigas.com.ar , sección “Hogares”, “Comercios”; “Grandes Clientes” y/o “GNC” según cual fuera el caso, en los respectivos apartados “Tarifas Vigentes”.

Además,  en la Oficina Virtual de Camuzzi los usuarios podrán acceder  a la Factura Inteligente, un desarrollo tecnológico que les permitirá informarse (a los usuarios) de manera didáctica y rápida, cómo está compuesto el monto a abonar en la factura, además de conocer los consumos de los periodos anteriores y distintas recomendaciones para reducir el uso de energía.

La compañía destacó que “las Licenciatarias no tienen la potestad para introducir modificaciones sobre las resoluciones tarifarias dispuestas, siendo la autoridad de aplicación el Ente Nacional Regulador del Gas,  ENARGAS”.  Asimismo,  Camuzzi remarcó que “desarrolla sus operaciones cumpliendo con todas las disposiciones nacionales, provinciales y municipales, tal como lo ha hecho en sus casi 30 años de trayectoria en el país”.

Camuzzi Gas es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el  45% del territorio nacional en dos regiones contiguas.  Opera un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 50.000 kilómetros  lineales de extensión, y  abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Las compañías subsidiarias de Central Puerto, empresa productora de energía eléctrica, CP Manque y CP Los Olivos realizaron una colocación de Bonos Verdes en el mercado argentino por el equivalente a U$ 50 millones. Los fondos serán destinados al financiamiento de estas compañías generadoras de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

La colocación alcanzó un monto aproximado en pesos argentinos de 3.710 millones y contó con un tramo dollar-linked, integrado en pesos argentinos, por U$ 35 millones con vencimiento a tres años, y un tramo en pesos con vencimiento a un año por el equivalente a U$ 15 millones, se informó.

Las compañías, cuyos parques eólicos se encuentran ubicados en la localidad de Achiras, provincia de Córdoba, cuentan con una potencia instalada conjunta de 80 MW e iniciaron operaciones entre diciembre de 2019 y marzo de 2020, con una generación de 345 GWh por año, que se vende directamente a clientes mediante contratos de abastecimiento de largo plazo bajo la regulación del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Dicha producción es el equivalente a la energía necesaria para abastecer a 88.000 hogares y se espera que ayude a evitar la emisión de 230.000 toneladas de dióxido de carbono, generando un impacto positivo en el medio ambiente.

En este sentido, la emisión de los bonos fue reconocida por Fix Ratings, afiliada de Fitch Ratings, con la calificación de Bono Verde (BV1).

El gerente de Operaciones de Central Puerto, Fernando Bonnet, consideró acerca de esta operación que “es un paso importante en nuestra estrategia de crecimiento en el segmento de energía renovable, mostrando nuestro compromiso por servir a nuestros clientes, colaborando al mismo tiempo en el cuidado del medio ambiente y ayudando a diversificar la matriz de generación de energía del país”.

Además, estas obligaciones negociables fueron incluidos en el Panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de la Bolsa y Mercados Argentinos (BYMA).

Para más información sobre la Co-emisión de Bonos Verdes de CP Manque- CP Los Olivos, visite https://investors.centralpuerto.com/financials/Co-emision-CP-Manque-CP-Los-Olivos/default.aspx

Central Puerto S.A. cuenta con una capacidad instalada de generación de 4.315 MW, a los que se suman 785 MW de proyectos que se encuentran en construcción.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta para la estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA, ex Enarsa) destinada al aprovisionamiento de gas natural a ANCAP de Uruguay durante el período que va del 16 de setiembre al 30 de noviembre próximo.

La modalidad fue de sobre cerrado, hubo 7 oferentes, y quien resultó adjudicatario de la operación lo consiguió ofertando un precio de abastecimiento de 2,38 dólares por millón de BTU puesto en City Gate (GBA), en rigor en el punto de ingreso en Uruguay.

El adjudicatario de la compulsa con dicho precio, que resultó incluso menor que el precio promedio ofertado para abastecer a CAMMESA en setiembre, resultó ser comercializadora y no una productora del gas, aunque varias de éstas participaron de la subasta.

Los volúmenes diarios comprometidos para ANCAP son de 520.000 metros cúbicos en septiembre, 470.000 m3 para octubre y 420.000 m3 para noviembre.

Luego del éxito alcanzado con la reestructuración de la deuda pública, (se logró canjear con el 99% de los bonos) el presidente Alberto Fernández comienza, de a poco, a despuntar sus intenciones en materia económica.

Como sucede desde mediados de la década de 70, el país viene sufriendo las ya clásicas crisis cíclicas: alta inflación, desempleo, inestabilidad cambiaria, financiarización extrema de la economía y altísimo endeudamiento. 

Esta vez debe sumársele la pandemia y la recesión mundial. Pero el reciente anuncio de Fernández y su ministro Matías Kulfas del lanzamiento de una linea de financiamiento para poner en marcha el carro de la economía trajo aliento a los empresarios, en particular al sector pyme.

 No se trata de un plan estratégico de largo plazo de la economía, pero al crédito para las pymes de apenas US$ 500 millones del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y la participación de los dos mayores bancos del país (Nación y Provincia de Buenos Aires) y del BICE auguran una base para resucitar a las agonizantes pymes.

Guarismos

Las cifras de la herencia+pandemia son desastrosas. En julio, la producción pyme industrial cayó 13,6% frente al mismo mes del año pasado, aunque se recuperó contra meses anteriores. Julio marcó una caída leve comparado con las caídas junio (-23,5%;); mayo (-34,9%); abril (-53,1%) y marzo (-28,8%).

Las declaraciones del presidente Fernández fueron bastante claras: su equipo buscará el desarrollo de la industria local, desde la cadena agroalimentaria hasta las pymes metalmecánicas. 

La concreción de esas aspiraciones requiere una profunda planificación en el largo plazo, fuertes políticas exteriores y lidiar con los sectores de la economía primaria que históricamente resistieron el trasiego de renta para el desarrollo de la industria. 

Quitando la vista de nuestro ombligo y elevándola al horizonte, vemos los mercados internacionales. Allí, los grandes players de todos los rubros esperan con el cuchillo entre los dientes el levantamiento de las restricciones globales.

El barril de referencia por encima de los US$ 45, será un alivio a las arcas fiscales porque los subsidios que demandan el Barril Criollo y los valores del gas comprometen ingentes sumas del Tesoro, los usuarios y consumidores no las soportan y el impacto inflacionario sería arrollador y claramente contrario a los postulados electorales.

La energía juega un rol fundamental en el desarrollo y crecimiento de la economía y su acceso impacta directamente en todos los índices económico-sociales. Si los planes de crecimiento pyme dan el resultado esperado, el abastecimiento de energía en particular el gas, con el actual nivel de producción y precios, en poco tiempo será nuevamente un cuello de botella para el desarrollo y crecimiento de la Argentina.

Dónde estamos parados

La Argentina es un país tomador de precios en prácticamente todos los rubros de exportación. El petróleo es una muestra de ello. Además, el mercado petrolero es opaco, los precios son de referencia y sólo se conocen los valores de referencia informados por las agencias como Platts o Argus las que recurren a complejos sistemas de inteligencia lobby, contactos y cruce de datos para determinar cuál es el precio, o cómo se está transando el commoditty en un determinado momento y lugar.

A esta opacidad debe sumársele la lucha por el control del petróleo. En 2014, sin que la demanda se redujera significativamente, el precio internacional se desplomó casi un 50%. Pero en la pandemia la caída de la demanda está siendo importantísima: se calcula que el consumo mundial de crudo será de 92,82 millones de barriles al día en 2020, lo cual representa una reducción de 6,85 millones de barriles al día con respecto a 2019.  Los operadores más expertos y con buen ojo estiman que ese nivel de consumo se mantendrá por un buen tiempo, marcando una diferencia sustancial con la perspectiva de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que había estimado ,hace un año, que el repunte sería constante. Independientemente de la pandemia, la percepción general es que el cambio en el mercado petrolero no es transitorio. La irrupción del GNL y otras fuentes alternativas ralentizarán el aumento de la demanda.

Incluso en la OPEP ya admiten la posibilidad de que la demanda mundial de crudo no se recupere a los niveles anteriores a la pandemia. Si esta idea se hace carne, los países miembros del cartel encararán una nueva estrategia con el objeto de mejorar los precios.  Y eso habrá que verlo. Hace muchos años que los continuos acuerdos de recorte no se cumplen y han perdido su eficacia. De insistir en ese camino, en un escenario de retroceso sostenido de la demanda, el esfuerzo como hasta ahora, será inútil. 

Recuperación de la demanda

Según un informe publicado por la noruega Rystad Energy, la reactivación progresiva de las economías en Europa y del resto del mundo podría desencadenar un aumento en la demanda de petróleo. Pero el crecimiento de los casos de coronavirus en países que son grandes consumidores de petróleo (como Estados Unidos, Brasil y la India) compensaría a la baja los aumentos de la demanda europea.

Rystad pronostica que la demanda de petróleo en 2020 promediaría 89,77 millones de barriles por día, pero en 2021 sería de 97,17 millones, todavía un poco por debajo del promedio de 2019 (cercano a los 100 millones). La demanda de crudo podría recuperarse a finales de 2022, cuando el transporte se haya reactivado por completo.

Al igual que Rystad Energy, la OPEP había revisado a principios de mes la demanda mundial de petróleo en 2020. Apuntó una caída de 8,9 millones de barriles. Como dijimos al principio, el mercado petrolero es opaco e imprevisible, fundamentalmente porque las variables políticas nunca están a la vista.

¿Y por casa?

Pablo Iuliano, vicepresidente de No Convencionales de YPF, dijo a un medio colega del sur que “La opción para Vaca Muerta es el mercado global”.  A esta altura del partido, no caben dudas de la enorme capacidad técnica de los productores locales. Los desarrollos logrados en particular por YPF y Tecpetrol, superaron las expectativas frente al panorama que se planteaba allá por el 2012.

Pero el mercado internacional para Vaca Muerta hoy parece inalcanzable, desde la caída de los precios en 2014 ni la demanda ni los precios repuntan sólidamente. Para la Argentina los mercados están muy lejos y con precios poco atractivos, las dificultades son cada vez mayores. De hecho, casi todas las exportaciones de YPF de GNL se llevaron a cabo con pérdidas sustanciales o, en el mejor de los casos, con algún empate.

El mercado mundial de GNL es muy grande y se espera que continúe en aumento sustituyendo petróleo y carbón, pero también es muy competitivo y complejo. De los 350 miles de millones de m3 exportados durante 2019, Qatar, Australia, Malasia e Indonesia aportan 250. En ese período los principales consumidores fueron Japón con 113 mil millones de m3, seguida por China con 73, Corea del Sur con 60 y muy atrás siguen España, Turquía, Italia y Reino Unido.

Con la oferta en aumento, el precio promedio de GNL para las entregas en agosto en el noreste de Asia (LNG-AS) se ubicó alrededor de US$ 2,20 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), precio más o menos estable en los últimos meses. A la caída de la demanda por efectos de la pandemia debe agregarse un clima cálido, lo que contribuyó a moderar el consumo, sobre todo en Japón y en la India.

En Europa, las entregas de GNL en junio cayeron un 32% , y un 5,6% desde junio de 2019. Papua Nueva Guinea de Exxon Mobil, Abu Dhabi National Oil Co (ADNOC) GNL de Brunei, Nigeria LNG, Pakistan LNG Ltd tienen oferta esperando demandantes. Sakhalin 2 de Rusia está ofreciendo entre US$ 2,10 y 2,15 por MMBtu. Las plantas de almacenamiento de gas en Europa están en promedio al 80% de su capacidad, según datos de Gas Infrastrucure Europe. 

De este lado del Atlántico, durante el primer semestre de 2020, los precios del gas natural Henry Hub alcanzaron mínimos históricos.  Según la Energy Information Administration (EIA) de los EE.UU., el precio spot mensual promedio registrado en el Henry Hub alcanzó los US$ 1,81 por MMBtu.  Todo por efecto de la pandemia. Sin embargo, la Administración registra el precio mensual real en el Henry Hub más bajo y con un promedio de menos de US$ 2 / MMBtu en marzo de 2016. y no había pandemia.

Sobre llovido, mojado

Al panorama mundial de precios bajos, debe agregarse que en la cuna del shale, EE.UU., desde 2015, más de 200 productores de petróleo y gas se declararon en bancarrota sumando pasivos por US$. 130.000 millones, según informaron Bloomberg y World Oil. Sólo este año, al menos 20 empresas se fueron a pique después de que los precios del petróleo se desplomaran en medio de la pandemia de Covid-19, entre ellas Chesapeak Oil, una de las mayores productoras de shale y pionera de las formaciones Marcellus y Eagle Ford. Tras el actual estado de cosas, los inversores norteamericanos, luego de esa experiencia ¿vendrán a invertir en Vaca Muerta?

Precios internos

Un muy reciente trabajo académico elaborado por especialista local, cita un informe de BP 2020 donde afirma que el promedio de los valores del gas en boca de pozo de Henry Hub y Alberta (Canadá) de los últimos 30 años rondó los 3,1 US$/MMBTU. El mismo autor estima que un valor algo superior cubriría los costos de explotación de este tipo de recurso en Argentina, y podría ser un valor de referencia lógico apuntando al mediano plazo.

El trabajo repasa las políticas de precios aplicadas en los últimos años a través de los distintos “Plan Gas” y  resoluciones ad hoc y concluye –en coincidencia con Alejandro Bulgheroni–, que  el precio de equilibrio del gas está por debajo de los 3.5 US$/MMBTU, mientras que los del petróleo crudo tienen un límite de 50 US$/Barril.

En relación a los precios, Bulgheroni en 2019  dio a La Nación un dato revelador: “Se hizo rentable producir gas a 3 dólares el millón de BTU y hoy, por distintas circunstancias, es posible obtener rentabilidad incluso a 2,4 dólares. Esto le da una ventaja a la Argentina a tener gas natural más barato para la generación de energía para consumo local. Todavía no estamos acá, estamos cerca, pero vamos a llegar”, afirmó.

Los precios difundidos en el informe antes mencionado, están en sintonía con las proyecciones realizadas por Wod Mackenzie y los datos publicados en Carta Energética Nº43 de Montamat y Asociados. Allí, en la Nota firmada por Horacio Lazarte, se asegura que el precio “breakeven” promedio del shale y el tight gas es de 3,55 US$/MMBTU, aunque el costo promedio del país computando el gas convencional sería de 2,5 US$/MMBTU. 

Con estos datos a la vista, resulta muy difícil pensar que con el actual nivel de demanda mundial y los bajos precios internacionales reinantes, Vaca Muerta tenga oportunidades en el mercado más allá de las que brinda la región.

Como vemos, a pesar del hiperdesarrollo gasífero de la Argentina, Vaca Muerta encuentra un mercado internacional con consumidores lejos, precios bajos y mucha oferta. En este contexto YPF sin renunciar a competir con los grandes jugadores, debería iniciar una revisión de las posibilidades que tiene el GNL en el mercado regional.  Resulta evidente que no es suficiente con reglas claras o seguridad jurídica sino que las condiciones para un desarrollo en gran escala de Vaca Muerta, requieren de condiciones y variables que no pueden manejarse independientemente del signo político que gobierne.

Es decir, no se trata sólo de bajar costos u obtener subsidios sino de desarrollar inteligentemente los mercados circundantes, tanto para el gas natural como del GLP. La clave será la producción y exportación de crudo que resulta más fácil de colocar que el GNL que requiere un trabajo de planificación y desarrollo mucho más fino.

En palabras de Iuliano: “Vaca Muerta tiene mucho petróleo y mucho gas para sólo quedarnos con el abastecimiento interno. Tenemos que pensar adónde llegamos con este crudo. Y para llegar a los mercados internacionales, hacer negocios y potenciar la llegada de divisas, volver a equilibrar la balanza comercial y asegurarnos el ingreso de dólares, lo que tenemos que hacer es ser competitivos”.

Hace décadas que se reclama para nuestro país competitividad, “reglas claras”, “seguridad jurídica” como si en el mundo no existiese un omnipresente poder financiero internacional y una invisible división internacional del trabajo que cristaliza ad eternum las asimetrías entre países  en vías de desarrollo y desarrollados.

Hay una clara contradicción lo que se dice que debería suceder y lo que sucede. Durante el gobierno de Mauricio Macri el país tomó una altísima deuda con muy corto plazo de vencimiento, emitió bonos por US$ 65.000 millones y tomó del FMI 44.0000 millones más al tiempo que el PBI se contraía a un promedio del 2% anual.

A pesar del aumento del ciclismo financiero, durante su período de gobierno, la Secretaria de Energía no pudo conseguir US$ 800 millones para construir un nuevo gasoducto para transportar la producción de Vaca Muerta. O los prestamistas son tontos o hay halgo que no entendemos.

Mientras tanto, el imaginario popular sigue construyendo la idea de que Vaca Muerta es la salvación del país. Pero además del complejo panorama, internacional, la producción no puede sustraerse al complejo jurídico del Estado argentino que establece la prioridad del abastecimiento interno. Desde el Gobierno no se oponen a la exportación de los excedentes.  Pero claro, hay allí un punto de tensión, los productores reclaman el privilegio de exportar gas con independencia de la demanda interna y para completar el panorama; piden que los usuarios locales abonen precios internacionales del combustible, lo que resta competitividad frente a los amplios bolsillos y generosos subsidios de las economías desarrolladas.

El gas natural es un insumo necesario que a precios competitivos contribuye al desarrollo y crecimiento de la economía. Sin precios competitivos de la energía no existe la mínima posibilidad de vencer los subsidios y las barreras arancelarias y paraarancelarias impuestas por los países centrales o los asiáticos con mano de obra barata como China.

Está claro que hay una oportunidad para que el sector privado y el Gobierno acuerden una verdadera alianza que permita al país el desarrollo que se necesita y las empresas la cobertura de un estado que defienda los interesas nacionales. ¿Será esta la oportunidad?

El Ente Nacional Regulador del Gas recordó a la distribuidora metropolitana MetroGas su responsabilidad como concesionaria en la “prestación efectiva y permanente del servicio público de distribución bajo los términos de la respectiva Licencia y el Marco Regulatorio (en particular la Ley 24.076). En tal sentido  le advirtió  “su obligación de tomar todos los recaudos para asegurar el suministro de los servicios de gas no interrumpibles  y asegurar condiciones de operabilidad del sistema, sin restricciones, en forma regular, brindando un servicio continuo a los consumidores, evitando cualquier situación que lo coloque en estado crítico”.

El ENARGAS respondió con estas y otras consideraciones a una nota que la Distribuidora le hizo llegar al interventor Federico Bernal  informando,  el 3 de setiembre, que a partir del día 4 interrumpiría el pago del gas a las empresas proveedoras argumentando dificultades económico-financieras.

Los motivos de tales dificultades fueron expuestos por la distribuidora con argumentados que fueron contrarrestados por el Organismo Regulador.

El Ente refirió a MetroGas que “el cumplimiento de las obligaciones que surjan de las relaciones estrictamente comerciales de la Distribuidora con el Productor, son -en principio- una cuestión ajena a la competencia de esta Autoridad Regulatoria”.  No obstante,  requirió a la empresa que “en el término de DOS (2) días (de notificada) presente al  Organismo Balance de Sumas y Saldos del  01/07/2020 al 31/08/2020, y el detalle de la evolución trimestral del endeudamiento financiero de la empresa desde el 31 de diciembre de 2015 al 30 de junio de 2020”.

La distribuidora -que tiene a YPF como accionista controlante- fundamentó su decisión de dejar de pagar el gas señalando que “la caída del consumo y el incremento de la morosidad han impactado negativamente en los ingresos de MetroGAS,  situación que se vio agravada además por el incremento de los costos de operación y mantenimiento como consecuencia de la considerable inflación registrada desde el último ajuste tarifario de abril 2019 hasta la fecha y que se eleva al 67,96 % según IPIM y 64,31% del  IPC publicados por INDEC”.

En el requerimiento de datos económico-financieros el Enargas le pidió que destaque “al  final de cada trimestre:  Stock de deuda financiera en pesos;  Stock de deuda financiera en moneda extranjera;  Apertura de los préstamos que conforman el stock de deuda financiera en pesos, indicando monto, tasa de interés, y fecha de vencimiento de cada préstamo; y Apertura de los préstamos que conforman el stock de deuda financiera en moneda extranjera, indicando monto, tasa de interés, y fecha de vencimiento de cada préstamo.

También le solicitó un detalle de los pagos realizados durante cada trimestre  en concepto de capital e intereses correspondiente al stock de deuda financiera en pesos y en moneda extranjera, y de nuevos préstamos en pesos y en moneda extranjera obtenidos durante cada trimestre indicando monto, tasa de interés y fecha de vencimiento de cada préstamo.

En forma adicional le requirió a la Licenciataria que “proporcione documentación de respaldo de las decisiones que adoptó sobre su endeudamiento financiero, y su justificación en relación con la garantía de la continuidad de la prestación del servicio público de distribución de gas”.

En la argumentación de MetroGas, -principal distribuidora domiciliaria de gas por redes del país, que tiene por accionista controlante a YPF- se señala que “el  deterioro en la situación económico-financiera de MetroGAS, producto de distintas controversias regulatorias, se vieron agravadas a partir de la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva (Ley  27.541), que dispuso el congelamiento tarifario por un plazo inicial de 180 días, prorrogado por otros 180 días adicionales”.

Y agrega que “a partir del aislamiento dispuesto en la normativa dictada por el Gobierno Nacional, indispensable en el marco de la emergencia causada por la pandemia del COVID 19, se produjo una caída de los volúmenes vendidos y de las cobranzas desde el inicio del aislamiento obligatorio”. “Así y todo, continuamos prestando los servicios con normalidad y también con la obligación de pago de los tributos nacionales y provinciales normales y habituales”.

El ENARGAS respondió a tales argumentos remarcando que la ley marco 24.076 establece que “todos los sujetos activos de la industria del gas natural se encuentran exigidos a operar y mantener sus instalaciones y equipos en forma tal que no constituyan un peligro para la seguridad pública, y a cumplir con los reglamentos y disposiciones del Ente”.

“La Licenciataria debe extremar los medios para cumplir con su obligaciones, no pudiendo una cuestión comercial entre esa Distribuidora y el Productor afectar la normal prestación del servicio licenciado en forma continua y segura”, señaló .

Asimismo, el Ente Regulador puntualizó en su nota de respuesta a la empresa que “Metrogas S.A., a pesar de haber revertido su patrimonio neto negativo a partir de 2017, registró un elevado nivel de endeudamiento en moneda extranjera, vigente desde comienzos de la RTI, lo cual le implicó desembolsos financieros netos por aproximadamente U$ 200 millones y no le permitió cumplir con sus inversiones obligatorias en el segundo año regulatorio respectivo”.

A su vez,  señala el Ente,  “según surge de sus Estados Contables,  la empresa se encuentra refinanciando sus pasivos financieros y convirtiendo su deuda en dólares a deuda en moneda doméstica, proceso que podría haberse iniciado con la entrada en vigencia de la citada RTI, siendo que, en reiteradas ocasiones, este Organismo ha remarcado el riesgo que conlleva aplicar políticas agresivas de endeudamiento en moneda extranjera en contextos financieros caracterizados por la alta volatilidad”.

Por otro lado, agrega, “no deja de llamar la atención lo manifestado por esa Distribuidora respecto de un alegado perjuicio económico financiero derivado de la baja en el porcentaje de cobrabilidad que se habría originado por el Decreto DNU 297/2020 que determinó el Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) y por el Decreto DNU 311/2020 que determinó la prohibición de corte de suministro de gas por redes en los casos allí especificados y conforme la norma estableció”.

Al respecto,  el ENARGAS sostiene en su respuesta girada a la compañía  que “si bien los pagos presenciales tienen alta incidencia en la cobrabilidad de MetroGas S.A., razón por la cual al comienzo del ASPO, cayó al 30% en promedio en las primeras semanas, esto mejoró rápidamente al 24 de abril de este año, subiendo al 64% la cobrabilidad”.

 Y agregó que “a la fecha ha alcanzado el 84%,  y que ya al 29 de mayo la Licenciataria contaba con un 82% de cobrabilidad”. “Mal puede pretender esa Prestadora endilgar el estado de su situación económico financiera al contexto descripto en su presentación”, sostuvo el Ente Regulador.

La nota de respuesta puntualiza que “pretender vincular lo antes expuesto como un factor de no pago a productores no solo resulta ajeno a la realidad, sino que compromete seriamente la prestación del servicio público a su cargo, conforme toda la normativa regulatoria expuesta, siendo, por lo tanto, exclusiva responsabilidad de la Licenciataria cumplir con su Licencia”.

MetroGas  mencionó en su notificación al ENARGAS “el perjuicio económico y financiero que se verían obligada a soportar las empresas distribuidoras de gas como consecuencia de la prohibición de corte del servicio dispuesto por el Decreto 311/2020 y la financiación dispuesta por la Resolución MDP 173/2020 en 30 cuotas de las facturas de gas natural correspondientes a los usuarios que se encuentran en mora en el pago de las mismas”.

La empresa planteó que “pese a los esfuerzos realizados por esta distribuidora, no hemos podido evitar que se produzca el corte de la cadena de pagos a nuestros proveedores, es decir, productores y transportistas, y estaremos cancelando en el último cuatrimestre del corriente año a los productores los montos pendientes de pago por las provisiones de agosto y septiembre de 2019 más los intereses correspondientes, de acuerdo a los compromisos celebrados con esos productores”.

El Ente advirtió a MetroGas que “sus empresas vinculadas no pueden afectar en más o en menos el servicio público que presta la Distribuidora”, y que “si la respuesta de las productoras a su declaración de default puede llegar a afectar el servicio público o el control de la licenciataria el ENARGAS tomará las medidas correspondientes para proteger el servicio público”.

Debido a la realidad que impone el COVID-19, se debió trasladar la fecha de la AOG Patagonia 2020 a setiembre de 2022, informó el IAPG.

Ello, siguiendo las políticas, recomendaciones y disposiciones en materia de prevención de la salud implementadas por las autoridades de la Nación y de la Provincia del Neuquén.

La AOG Patagonia ahora reprogramada buscará seguir respaldando al sector con el fin de que las empresas expositoras y los visitantes profesionales puedan dar el presente, siempre priorizando su salud y seguridad.

“Estamos seguros de que, esta Expo, tan conocida y esperada por el sector, es fundamental para promover y reactivar los negocios, así como para dar solidez a la industria con conocimientos de vanguardia, novedades tecnológicas y valiosos contactos profesionales”, indicó la entidad.

A lo largo de estos meses, el IAPG ha desarrollado más de 50 exitosos encuentros a través de plataformas virtuales, de todo el arco de temas que ocupan a nuestra industria, lo cual nos permite seguir teniendo una sólida presencia ante los profesionales del sector.

Sin embargo, la Expo AOG Patagonia es tradicionalmente un evento para toda la ciudad y la región, ya que no sólo nos visitan los trabajadores de la industria sino también sus familias, que recorren los pabellones y admiran los avances tecnológicos. El modo presencial resulta el mas adecuado para este tipo de eventos.

El designado secretario de Energía, Darío Martínez, mantuvo un encuentro de trabajo en Neuquén con el CEO de YPF, Sergio Affronti, con el objetivo declarado de “construir un camino de crecimiento para el sector y para que YPF sea la nave insignia del desarrollo económico nacional”.

Por su parte, Affronti coincidió con el Secretario en que “como compañía YPF tiene que estar institucionalmente presente en el lugar donde se produce nuestro petróleo y nuestro gas, y por eso una de las primeras decisiones que tomamos fue la de dividir la vicepresidencia de Upstream y localizar un vice en Neuquén, con el foco en Vaca Muerta”.

En declaraciones que formularon al periodismo tras la reunión, y junto al gobernador neuquino Omar Gutierrez, Affronti anunció que la compañía estará subiendo “dos equipos de perforación y un set de fractura en las próximas dos semanas (en Vaca Muerta), con el compromiso de retomar paulatinamente la actividad, siendo especialmente cuidadosos con la salud de los trabajadores”, en alusión a los protocolos elaborados para operar en el contexto de la pandemia del Covid-19.

Affronti puntualizó además que “por otro lado, con los trabajadores tenemos que conseguir los resultados que como industria necesitamos, con una estructura de costos mas eficiente que la que hoy tenemos”. Aludió así a las conversaciones que YPF y otras operadoras en Vaca Muerta mantienen con los sindicatos petroleros de la cuenca neuquina para adecuar condiciones laborales y salariales en el marco de la complicada situación que atraviesa la industria, también en el plano internacional.

El CEO agregó que desde YPF se encara “el mismo dialogo con otros gremios de otras provincias”, donde la compañía opera yacimientos convencionales. “Creo que hay mucha afinidad entre todos los actores de la industria en torno a este criterio”, señaló..

El directivo detalló además el plan de subida de equipos que acababa de conversar con el Secretario de Energía y con el gobernador, con la expectativa de un acuerdo con los gremios en los próximos días.

En Vaca Muerta se proyecta tener “unos 12 o 13 equipos hacia marzo próximo, entre perforadores, workover, pulling y sets de fractura”. Y además tener equipos operando en yacimientos no convencionales de la misma cuenca, en Río Negro, en el sur de Neuquén y el sur de Mendoza, totalizando “entre 40 y 45 equipos”, describió Affronti. “Son los que estaban en operación antes de la Pandemia, destacó el gobernador Gutierrez entusiasmado.

En lo que respecta al 2020, el CEO refirió que la compañía mantendrá sus actuales niveles de producción.

Por su parte,  Martinez explicó que en su estadía en Neuquén mantuvo reuniones con la Federación de pymes y cámaras regionales proveedoras de insumos y servicios y que lo propio hará “en todas las cuencas, para armonizar los intereses que hay entre todos los actores de la industria y el interés de los usuarios de estos recursos energéticos”. En la última semana desplegó una agenda de primeros contactos con gobernadores, empresas petroleras y gremios.

Previo a la conferencia de prensa que tuvo lugar al aire libre, con barbijos, y con el río de fondo, Martínez y Affronti “compartieron una jornada de trabajo en la oficina local del nuevo Secretario, y en instalaciones de YPF, repasando la agenda conjunta y situación de YPF, indicó un comunicado de Energía.

“Entre los aspectos analizados se planteó que los objetivos de la compañía (de mayoría accionaria estatal) deben apuntar  a producir en cantidad y calidad la energía que necesita el país para su desarrollo”, expresó Martínez.

No dio precisiones acerca de los temas puntuales considerados, pero señaló que “se habló de las herramientas necesarias para alcanzar el desarrollo que necesita esta actividad”.

Están a la espera de definiciones un plan nacional para impulsar el desarrollo del gas natural convencional y no convencional para cubrir la demanda interna desde el invierno 2021 y para obtener saldos exportables a países de la región. También, la continuidad o no del actual esquema de Precio Sostén para el petróleo (Barril Criollo) que se opera entre productores y refinadores locales.

“Estamos haciendo realidad el mandato del presidente de la Nación, que es federalizar, y que parte de las decisiones de la política energética se tomen desde la región involucrada”, manifestó  Martínez, quien agradeció la presencia del CEO de YPF en Neuquén, junto con otros integrantes de su equipo de dirección y operativo.

Genneia, La compañía argentina de energías renovables Genneia, cerró una nueva emisión de Obligaciones Negociables por 26 millones de dólares, superando su objetivo inicial de U$ 20 millones.

La empresa acudió al mercado de capitales local por segunda ocasión en los últimos tres meses, alcanzando un financiamiento superior a 54 millones de dólares en dicho período.

En esta oportunidad, Genneia emitió dos series de Obligaciones Negociables dólar linked. En el primer caso, la Clase XXVIII por 13,2 millones de dólares se emitió a tasa 0% (cero) por un plazo de 24 meses. Por otro lado, la Clase XXIX por un monto de 12,8 millones se emitió a una tasa fija del 2% anual por un plazo de 36 meses.

Del total emitido, 23,2 millones correspondieron a nuevos fondos y 2,8 millones fueron integrados en especie a través de la Obligación Negociable Clase XVIII con vencimiento en noviembre de 2020. De esta manera,
Genneia buscó proactivamente refinanciar sus próximos vencimientos.

Los fondos provenientes de esta emisión serán mayormente utilizados para la refinanciación de pasivos de corto plazo.

Las órdenes que cubrieron totalmente el monto ofrecido provinieron en su mayoría de inversores institucionales destacados y se realizó bajo la coordinación del Banco Macro. Macro Securities S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., BACS Banco de Crédito y Banco Patagonia, actuaron como agentes colocadores. Banco Hipotecario actuó como agente sub-colocador.

Genneia lidera el sector de empresas generadoras de energía renovable en el país, con 1.272 MW de capacidad instalada, Genneia cuenta con contratos sólidos a largo plazo que garantizan un flujo futuro de fondos estable para la compañía.

Dentro del plan de expansión que se encuentra desarrollando, el plan de inversión se ha enfocado a las energías renovables, con la puesta en marcha de sus parques eólicos Madryn y Chubut Norte (en Chubut), Villalonga y Necochea (en Buenos Aires), Pomona (en Río Negro) y su parque solar Ullum (en San Juan), además de la finalización de los parques Chubut Norte II, III y IV durante este años 2020.

Genneia, empresa líder en generación de energías renovables de Argentina, comunicó su desempeño financiero del primer semestre de 2020.
Las ventas y el EBITDA aumentaron en dólares un 22% y 27% respectivamente, en comparación al 2019.

En el segundo trimestre, más del 90% de las ventas de la compañía son denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo (PPA, según sus siglas en inglés). Esta performance es mayormente explicada por los parques eólicos Madryn II y Pomona I y II; inaugurados en la segunda mitad de 2019 con un total de 264 MW de capacidad instalada.

De esta manera, el EBITDA de Genneia alcanzó los U$ 250 millones en los últimos doce meses.

Al realizar una evaluación del sector, se remarcó “la fortaleza y calidad que presentan los contratos de renovables”. Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana, contando algunos contratos con el respaldo del Banco Mundial.

Asimismo, los parques eólicos y solares poseen prioridad de despacho en la red, por lo que no se ven directamente afectados por fluctuaciones en la demanda de energía a nivel nacional.

Debido a que la industria de generación eléctrica fue declarada como actividad esencial en el escenario actual de pandemia y aislamiento social, las operaciones de Genneia pudieron desarrollarse con normalidad en el período de abril – junio, sosteniendo su desempeño financiero.

El plan de inversión renovable de la empresa por más de U$ 1.000 millones está llegando a su fin. Para fines del 2020, la compañía terminará la construcción de tres proyectos eólicos en Chubut. Dos de estos proyectos se encuentran fuera del perímetro de inversiones corporativo, bajo un esquema de Project Finance Non-Recourse.

Los proyectos ya cuentan con financiamiento asegurado por parte del banco de desarrollo alemán KfW y con la garantía de la agencia de exportación alemana Euler Hermes.

Además, en el mismo sitio, se desarrolla un proyecto de escala menor, con el objetivo de incrementar el portafolio de contratos privados. El proyecto cuenta con el apoyo de KfW a través de un préstamo corporativo de mediano plazo.

En este marco, la compañía redujo sistemáticamente la relación de deuda neta sobre EBITDA, la cual representa 3.5x en el último trimestre.

Asimismo, Genneia continúa demostrando su flexibilidad financiera, que se manifiestó con el acceso al mercado de capitales local con dos emisiones de bonos en mayo pasado.

Junto a ello, la certificación del parque solar Ullum I, II y III como el primer parque fotovoltaico del país habilitado para emitir bonos de carbono y los últimos acuerdos MaTer, en conjunto con empresas como Bimbo, para el abastecimiento del 100% de su producción con fuentes renovables, muestran que Genneia sigue generando grandes hitos en el sector de las energías renovables.

Genneia supera los 1.200 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 35% de la capacidad instalada en energía eólica. Genneia también es propietaria y operadora de 6 centrales de generación térmica (573 MW).

La subasta electrónica realizada por el MEGSA para la provisión de gas natural a CAMMESA con destino a la generación de electricidad durante el mes de setiembre arrojó un precio promedio país de 2,46 dólares por millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de 2,87 dólares por millón de BTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Se trata de precios menores a los del mes pasado, ofertados por productores que operan en las cuencas Neuquina, Austral  y del Golfo San Jorge.  Agosto había arrojado precios promedio de 2,53 para el PIST y de 3 dólares por MBTU para el gas puesto en el GBA.

El volumen ofrecido en las 40 ofertas presentadas en la subasta totalizó 34.750.000 metros cúbicos día, superando en mucho a las 28 ofertas de agosto, que habían totalizado casi 27 millones de metros cúbicos día (26.680.000).

El mayor número de ofertas (26) fueron presentadas por productores de la Cuenca Neuquina y sumaron un volumen de 26.150.000 metros cúbicos. Le siguieron 11 ofertas desde Tierra del Fuego por 7.400.000 metros cúbicos día, y 3 ofertas desde Santa Cruz, por 1.200.000 metros cúbicos día.

La mayor cantidad de ofertas y del volumen ofrecido a CAMMESA, con precios inferiores a los de los dos meses previos permiten suponer el interés de las productoras en asegurarse la colocación de mayores cantidades de gas con destino a la generación de electricidad habida cuenta que en setiembre comienza a descender por razones estacionales la demanda residencial de este insumo.

Mientras, se aguarda por una mejora paulatina de la demanda de gas por parte de las industrias, conforme se vayan recuperando niveles de producción que fueron muy afectados por la pandemia del COVID-19.

Estos precios y los volúmenes disponibles en las distintas cuencas para el abasto de gas a las diversas demandas son parte del análisis que realiza el gobierno para terminar de definir el plan de impulso a la producción gasífera convencional y no convencional para el período 2002/2024, que se encuentra en estado avanzado de elaboración.

El programa combina niveles de subsidio estatal, con la producción por cuenca y compromisos de inversiones por parte de  las empresas. El tema está entre las prioridades para la gestión del flamante secretario de Energía, Darío Martínez, y el ministro de Economía, Martin Guzman.

La producción de Petróleo total país del primer semestre 2020 fue de 14,1 millones de metros cúbicos, equivalente a 77.545 m3/día, un 2,77 % menos que en el mismo período del año anterior, que fue de 79.756 m3/día, informó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

En tanto, las exportaciones crudo en el semestre enero-junio último aumentaron 33 %, y alcanzaron 1,5 millones de metros cúbicos, mientras que en el primer semestre del año pasado fueron 1,13 millones de metros cúbicos.

Los datos del primer semestre de este año deben contextualizarse en el periodo de emergencia sanitaria que todavía atraviesa la Argentina por efecto de la pandemia del Covid-19, que afectó a todas las economías del mundo.

Así y todo en la Argentina se procuró preservar niveles de producción de hidrocarburos en pozos ya activos, pero el freno estuvo puesto en nuevas perforaciones.

La pandemia y su consecuente cuarentena preventiva redujo la demanda interna y afectó la refinación y la comercialización de combustibles, ahora en paulatina recuperación.

En parte, esto derivó en mayores exportaciones de petróleo, a pesar de los precios internacionales deprimidos.

Medida por tipo de producción, la No Convencional de Petróleo creció 31.5 % en este primer semestre, alcanzando los 18.406 m3/día, comparada con los 14.001 m3/día correspondiente al mismo período del año 2019.

La producción de Gas natural total país en el periodo enero-junio 2020 alcanzó los 22,8 miles de millones de metros cúbicos, es decir 125,3 millones de m3/día, lo cual resulta 5,8 % inferior a lo producido en el mismo período del año anterior, que fue de 133 millones de m3/día.

En tanto, la producción No Convencional de Gas, decayó en este semestre el 2,4 %, alcanzando los 9,85 miles de millones de metros cúbicos día, es decir 54,1 millones de m3/día contra 55,47 millones de m3/día registrados en el mismo período del año pasado.

La perforación de pozos cayó 57,7 %, con 189 pozos terminados en este semestre, contra 447 pozos perforados en el semestre del año anterior.

La elaboración de petróleo bajó 10 %, se elaboraron 12,05 millones de metros cúbicos contra 13,42 millones de m3 elaborados en el mismo semestre del año pasado.

Las ventas de Motonaftas (Súper + Ultra) en el semestre 2020 fueron de 3,2 millones de metros cúbicos, 28,8 % menos respecto al año anterior que fue de 4,49 millones de m3, mientras que la venta de Gas Oil registró una caída del 15 % con 5,3 millones de metros cúbicos vendidos al mercado contra 6,2 millones de metros cúbicos vendidos el año pasado.

Las importaciones de Gas natural crecieron en este semestre cerca del 1 %, con 3,2 miles de millones de metros cúbicos ingresados, mientras que en el mismo período del año anterior se importaron 3,17 miles de millones de metros cúbicos. No se registraron importaciones de Petróleo en ambos períodos, indicó el informe del IAPG.