A un año desde que todos nos tuvimos que plantear y sumar nuevos desafíos, podemos decir que además en MEIP Ingeniería continuamos apostando fuerte a la Industria Nacional, no solo con nuevos desarrollos sino triplicando nuestra capacidad y espacio de trabajo. Sumamos una nueva Planta Industrial, “Drago 2”, logrando una superficie cubierta de 2200 m2, capacidad de izaje de 20 toneladas, Cabina de Pintura y Granallado y amplio Playón de Maniobras y Carga de equipos terminados. MEIP Ingeniería es una empresa con más de 40 años de trayectoria en el rubro del Gas & Petróleo, con amplia experiencia en la provisión de equipos y paquetizados, Estaciones de medición y Compresión, Obras Llave en Mano y Montajes; confiando en nosotros clientes de la envergadura de las siguientes empresas:
YPF, YPF Luz, Shell, Pan Americam, Total Austral, AESA, Pampa Energía, TGS, TGN, Oldelval, Alfalaval, Vasa, Mercedes Benz,Techint, Tecpetrol, Pluspetrol, Pecom, Secco,CAPSA, entre otras.
Nueva Planta Drago 2
Hemos desarrollado, hoy con más de 150 equipos instalados a lo largo del país, la Unidad de Negocios de Calentadores Eléctricos en post de proyectos no solo sustentables sino 100 % de fabricación nacional, avalada ante el INTI y respaldada por el Plan Sustenta creado por YPF. Los mismos son equipos que operan tanto en Gas como en Crudo, siendo su aplicación en la adecuación del Gas en las Centrales Térmicas tan vital como el tratamiento del Crudo con parafinas, por nombras dos aplicaciones mas relevantes. Pero en MEIP Ingeniería el lema y la inquietud es siempre buscar y crear nuevos desafíos. Central Térmica Manantiales Behr
“hoy nos encontramos en plena etapa de fabricación y desarrollo de una serie de equipos nuevos que estamos seguros serán nuestra vedete para este 2021/2022, siempre atentos y respondiendo a las inquietudes de nuestros clientes” nos comenta uno de sus CEO, el ingeniero. Químico Horacio L. Pino
Ampliación Central Térmica Loma de la Lata
Seguramente tendremos entonces nuevas novedades a compartirles en el corto plazo! Mientras tanto les compartimos algunas imágenes de lo hecho, subrayo Pino.
En el marco de la licitación Ronda II del Plan Gas.Ar, Pampa Energía fue una de las dos únicas empresas que se presentó, y al igual que en la Ronda I, ofreció incremento de producción para el periodo invernal, habiéndosele adjudicado hasta 1 millón de m3/día adicionales para el 2021 a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU.
Este precio es considerablemente inferior a los U$ 8,50 por millón de BTU de importación de GNL, según lo informado por la Secretaría de Energía en su informe técnico para la Audiencia Pública.
Con este incremento Pampa pasa de una inyección de 7,1 millones de m3/día durante el invierno del 2020 a 9 millones de m3/día para los inviernos de 2021 al 2024, lo que representa un aumento de producción del 28% en los meses de mayor necesidad de abastecimiento de gas para el país.
Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera.
La compañía destacó el fuerte compromiso inversor de Pampa en el sector, que superará los U$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar.
Esta inversión se suma a los U$ 200 millones que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada de Barragán, y forman parte del plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas.
Acerca del Upstream de Pampa Energía
Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y tiene una participación del 8% de la superficie de Vaca Muerta.
En 2020 produjo 4.400 barriles por día de petróleo y de 6,9 millones de metros cúbicos de gas por día (en participación) aproximadamente.
El Ente Regulador de la Electricidad decidió prorrogar, en el ámbito de su competencia, la prohibición de corte del servicio eléctrico a personas usuarias por deudas previas al 28 de febrero del 2020.
Mediante la Resolución 58/2021, se instruyó a las empresas Edenor y Edesur a que se abstengan de suspender el suministro a aquellas personas usuarias que hayan originado o agravado deuda durante la vigencia del Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) y el Distanciamiento Social Preventivo y Obligatorio (DISPO) en base a las Resoluciones ENRE 27/2020, y 35/2020.
A partir de las diversas instancias de escucha con asociaciones de usuarios, las multisectoriales, las Cámaras de Comercio, los Municipios, las organizaciones sociales y entidades como la Dirección Nacional de Empresas Recuperadas, la Intervención del Ente Regulador de la Electricidad “tomó nota de la preocupación manifestada en torno a las campañas de intimación de pagos con amenaza de corte de suministro llevadas a cabo por las distribuidoras”, se indicó.
La Resolución establece también que las empresas deberán informar el monto que las personas usuarias mantienen como saldo adeudado, al 31 de diciembre del 2020, y las deudas que se originaron entre el 1 de enero y el 28 de febrero del 2021, para que dichos montos puedan ser percibidos conforme a las pautas que establezca, oportunamente, el Ente Regulador.
Asimismo, a fin de que las personas usuarias puedan abonar los consumos actuales evitando incurrir en nuevas deudas, se instruyó a las concesionarias a que, a partir de la publicación de la medida, emitan la liquidación de servicio público incluyendo únicamente los importes correspondientes a los consumos del período, la carga impositiva y, en aquellos casos en que corresponda, las cargas municipales.
Esta decisión, se indicó, “se corresponde con la obligación del Ente Regulador de velar por la continuidad, universalidad y accesibilidad del servicio público de distribución eléctrica, ponderando la realidad socioeconómica de las personas usuarias”. “Del mismo modo, tiende a evitar la exclusión de numerosas personas usuarias de los servicios públicos de energía eléctrica, lo cual significaría un agravamiento del perjuicio social producido por la pandemia del COVID-19″.
La convocatoria de la Secretaría de Energía a una Audiencia Pública, el 15 de marzo, para analizar el costo del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y la que programó para un día después el Enargas para considerar los costos del Transporte y de la Distribución domiciliaria del fluído, se enmarcan en cuestiones técnicas, económicas y legales que el gobierno nacional debe atender, aún en el contexto de “transición tarifaria” que ya determinó hasta que haya una nueva Revisión Integral (RTI).
En los últimos días se difundieron informes y se anotaron declaraciones desde el ámbito oficial que permiten apreciar la persistencia de indefiniciones acerca del criterio que se seguirá en cuanto a los nuevos cuadros tarifarios a aplicar en este rubro, y también en el de la electricidad, y el nivel de subsidio estatal a estos ítems.
La Secretaría de Energía publicó un Informe Técnico correspondiente a la Audiencia Pública convocada para el tratamiento de la porción del Costo Total del Gas que en 2021 se requerirá para abastecer la demanda prioritaria, que el Estado tomará a su cargo, tal como lo posibilita el decreto 892/20 que estableció el Plan Gas.Ar.
Al respecto, Darío Martínez expresó que “esta Audiencia Pública es una buena oportunidad para clarificar este tema intercambiando ideas entre los usuarios, las empresas productoras, las transportistas, las Pymes y el Gobierno”
El Secretario de Energía manifestó que “darle transparencia a la información ayuda a llamar a las cosas por su nombre. Es necesario comprender cuál es la situación actual, de qué parte del costo del gas se está haciendo cargo el Estado y cuál los usuarios, y qué significa eso en tanto costo fiscal y en materia presupuestaria”.
El funcionario agregó que “a partir de la información precisa, es muy importante escuchar a todos los actores respecto de cuál debe ser la porción del costo del gas que esté a cargo del Estado, y de qué manera ese beneficio es trasladado a los usuarios; porque no es lo mismo que se distribuya de manera igual o plana, que ese gran esfuerzo fiscal beneficie prioritariamente a quienes más lo necesitan por su condición socioeconómica”.
Según el Informe Técnico, el Estado Nacional está tomando actualmente a su cargo una porción equivalente al 60% del costo total del gas natural necesario para satisfacer la demanda prioritaria.
La continuidad de esta situación implica un costo fiscal anualizado para el año 2021 de $ 132.963 millones y determinaría una necesidad de partidas adicionales no previstas en el Presupuesto Nacional 2021, generando un faltante de $ 56.087 millones, lo que requeriría de mayores ingresos fiscales o de una reestructuración presupuestaria que derive fondos actualmente asignados a otras erogaciones.
En el documento también se señala que mantener inalterables las partidas presupuestarias aprobadas en el Presupuesto Nacional 2021, considerando la porción que se imputa a IEASA en concepto de volúmenes de origen importado (Bolivia y GNL) destinadas a financiar la porción que el Estado toma a su cargo del costo total del gas natural necesario para abastecer la demanda prioritaria, implicaría readecuar la proporción de ese costo que hoy toman a su cargo los usuarios.
Ello implicaría que el componente gas debería ser corregido en un 63%, que se traduciría en una adecuación tarifaria del orden de entre el 26 y el 35 % para el caso de dos ejemplos para consumos mensuales de los meses de marzo y julio respectivamente, indicó Energía, cartera que está en la órbita del ministerio de Economía.
Por otra parte, y con relación a los componentes de Transporte y de Distribución (VAD) de la factura por este servicio, desde el Enargas se han mantenido reuniones con las empresas respectivas, las cuales suministraron informes de costos operativos y formularon sus requerimientos de actualización de esos valores a partir de abril.
El Ente Regulador informó el 5 de marzo que “por primera vez en la historia del Organismo, se encuentra disponible en su portal de Internet, www.enargas.gob.ar, un resumen de las presentaciones efectuadas por las empresas transportistas de gas correspondientes al Régimen Tarifario de Transición (Decreto 1020/20), que es objeto de la Audiencia Pública del miércoles 16.
El citado resumen, se indicó, sintetiza las propuestas de cada transportista, detallando los incrementos en tarifa propuestos (58 % TGS y 44 % TGN) junto a los correspondientes impactos estimados en las facturas promedio, “para facilitarle a la ciudadanía interesada un rápido acceso a las propuestas”.
En los últimos días trascendieron versiones según las cuales desde el Ente Regulador se estaría considerando no reconocer nuevos valores a las transportistas (vale decir que seguirían congelados) en tanto que una actualización del VAD sería en un monto menor al 10 por ciento. Las distribuidoras están disconformes y las transportadoras (TGN y TGS) advierten que si esto se confirma reclamarán judicialmente.
“Vamos a extraer los recursos a partir de un entramado productivo tecnológico y diversificado en todas las provincias argentinas, motorizando la creación de empleos de calidad, el desarrollo local de las comunidades, la innovación tecnológica, el desarrollo de nuevas empresas y la incorporación de los desafíos de la industria 4.0”, afirmó el Presidente Alberto Fernández en el discurso de inauguración de las sesiones del Congreso.
Sin embargo y pesar de tener un Ministerio de Ciencia y Tecnología y otro de Desarrollo productivo y una petrolera estatal, la perspectiva sobre el desarrollo tecnológico es generalista y pobre y sólo se manifiesta en el discurso. En la práctica, la desarticulación entre los saberes, las pymes y la industria total.
Y si bien es cierto que se necesitan fondos y financiamiento para el desarrollo, la escasez y la pandemia no impiden poner en el papel un plan de desarrollo estratégico que articule a las pymes industriales, tecnólogos, instituciones universitarias que desarrollan tecnología y a las empresas hidrocarburíferas, en particular a YPF.
Estrategia
El “Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” quedó plasmado el año pasado en el decreto 892/2020 y su Resolución reglamentaria, la 317/2020. Tras la sanción de la norma, YPF manifestó su disconformidad por la discriminación de AESA, lo que dejó al desnudo facetas de un conflicto entre empresas de servicio neuquinas y la propia AESA, hija dilecta y endeudada de YPF. Pero también abrió la puerta a un análisis que nos permite dilucidar dónde estamos parados y hacia dónde vamos en materia de energía e industria y el alcance y naturaleza de la estrategia energética que lleva adelante la Secretaría de Energía a cargo de Norman Darío Martínez.
El sector energético por sus implicancias económicas atraviesa, sin excepción, a toda la sociedad argentina. Su funcionamiento es de difícil comprensión para las grandes mayorías porque conlleva enormes complejidades tanto técnicas, económicas, jurídicas e ingenieriles, pero es de importancia estratégica, no sólo para el desarrollo de nuestra sociedad, sino para su propia subsistencia.
Es probable que, la importancia de estos factores expliquen el porqué de la decisión del presidente Alberto Fernández de quitarle al ministro Matías Kulfas la cartera de Energía y disponerla bajo la batuta del ministro Guzmán. Buena parte de la sociedad, sobre todo aquella que comprende la importancia estratégica de los hidrocarburos, espera aún conocer varias cuestiones vinculadas al desarrollo del sector energético, porque se trata del primum movens del desarrollo industrial y tecnológico del país.
La ingeniería argentina y otras disciplinas académicas también esperan que el sector hidrocarburífero articule los desarrollos tecnológicos con las industrias nacionales.
El Decreto
El extenso decreto 892 tiene varios ejes, entre otros, asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural (y de hidrocarburos líquidos) e incorporar nuevas reservas: la recuperación de la producción y propender al crecimiento sostenido de las reservas. Y va de suyo que las exportaciones serán autorizadas siempre que se priorice el mercado interno.
El decreto reafirma el cumplimiento de los mandatos de la Ley N° 26.741 y desgrana algunos de sus objetivos, como la promoción del empleo, la incorporación de nuevas tecnologías que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en el país y la promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado.
La defensa de la hija
En el marco del Plan, los mayores productores gasíferos presentaron someros planes de inversión, los mismos podrán encontrarse al final de esta nota
En su informe, que denomina “Valor Agregado Nacional – Plan gas 2021-2024”, la petrolera de bandera manifestó su disconformidad por la limitación a la participación de AESA, estipulada –sin nombrarla– en la Resolución 317/2020. La norma de referencia, contenida en el Anexo VI “Compromiso con el Valor Agregado Nacional” deja afuera solamente a AESA, empresa de servicios petroleros controlada accionariamente por YPF S.A.Dicho anexo dice que “A los efectos de dar cumplimiento con los compromisos con el Valor Agregado Nacional, no se considerarán empresas `locales, regionales y nacionales ́ a aquellas personas jurídicas controladas accionariamente, directa o indirectamente, por las empresas productoras de gas natural”. Según el Informe de YPF “la disposición constituye una injustificada restricción del acceso al mercado para empresas de servicios nacionales que históricamente aportaron valor a la industria nacional, por la sola circunstancia de estar vinculadas con empresas productoras, restricción que se contrapone con el objetivo general de la norma y del Programa que ésa reglamenta.”
Al respecto es preciso señalar que una norma nacional categorice a las empresas como “proveedores locales, regionales y nacionales” otorgando privilegios a las empresas locales por sobre otras nacionales podría ser atacada de inconstitucional.
Las causas
Si el Decreto N° 892/2020 busca una mejora en la productividad, mayor competitividad, eficiencia y calidad de la industria local, la restricción impuesta parece ser un obstáculo insalvable.
Surgen a priori algunos interrogantes ¿Es AESA una empresa nacional? las empresas internacionales representada por sociedades con domicilio en Neuquén ¿son consideradas empresas “locales”? ¿Por qué es la única que está siendo afectada por la norma? ¿Por qué se privilegia a las empresas neuquinas por sobre el resto de las nacionales? ¿Tan importante es el volumen del negocio?
Una vez más, en la visión de YPF, y siendo objetivo del Decreto 892/2020 “promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera”, y requiriendo el Anexo VI del Pliego “un mecanismo de contratación transparente y abierto que garantice la plena concurrencia a los proveedores locales, regionales y nacionales”, la exclusión de AESA de la consideración de empresa nacional conspira contra el objetivo de la norma.
La grieta patagónica
Los empresarios afincados en Neuquén, descorcharon de lo mejor al enterarse del contenido del decreto; en definitiva, el secretario Norman Darío Martínez es un neuquino de ley. Hacía rato que las empresas agrupadas en las cámaras de empresas de servicios petroleros neuquinas venían apuntándole a AESA en una lucha sin cuartel por obtener los contratos de locación de servicios de las grandes hidrocarburíferas.
Las empresas neuquinas le apuntan a AESA, porque afirman que YPF le otorga ventajas en detrimento de las industrias neuquinas, algo lógico e inevitable, YPF está endeudada y AESA suma un pasivo con su nave nodriza que ronda los US$ 100 millones.
Los estratos de la pequeña burguesía de obras y servicios neuquina defienden sus intereses corporativos a través de cámaras y federaciones y estas corporaciones tienen cierto poder de fuego que lo ejercen en tándem coligados con los sindicatos que en oportunidades cuenta con la anuencia y colaboración miembros del MPN.
Los contactos entre sindicatos obreros y patronales suelen mantenerse bien aceitados merced a los beneficios empresarios que reciben los representantes de los trabajadores. Aún así y a pesar de las acciones conjuntas, los intereses individuales de las empresas suelen interferir con la estabilidad y permanencia de las alianzas.
La lucha por el “Manpower”
Por una parte los gremios denuncian públicamente despidos y falta de inversión en AESA y San Antonio, dos empresas subsidiarias de YPF y por otra acusan a la estatal de perjudicar a las provincias y a la actividad en general beneficiando a sus dos empresas controladas, un verdadero galimatías.
En realidad ¿cuál es el volumen en juego?. Como puede apreciarse en el cuadro, los costos laborales no son los más relevantes en los proyectos de producción Shale.
Fuente: YPF
Ahora bien ¿cómo se componen esos costos? Según YPF son cuatro las etapas de construcción del pozo tipo: armado de la locación, perforación, terminación y bajada de instalación final.
El armado de locaciones: representa el 0,5% del costo del pozo tipo y se compone principalmente del servicio de movimiento de suelos.
La perforación se lleva entre el 50 y 70% del costo del pozo y el 72% se realiza con empresas internacionales, (perforación con equipos high sepa, direccional, cementación, underbalance, lodos) el porcentaje restante se conforma con tuberías, cabezales, etc.
En shale gas, la terminación representa el otro 50% y casi el 60% se paga a empresas internacionales. Del 100% de un pozo, en el mejor de los casos, el 60% se factura desde empresas multinacionales de perforación y terminación de pozos.
El 56% de esta etapa es realizado por empresas internacionales, principalmente por la provisión de servicios de fractura, wireline y tapones de fractura.
Finalmente, la bajada de instalación final y los sistemas de producción conforman sólo el 4,3% del costo pozo. Los materiales de la instalación final corresponden principalmente a la provisión de cañerías de fabricación nacional mientras que los sistemas de producción serían importados.
Nada dice la norma sobre la importación de bienes y servicios, a pedido de las empresas internacionales (Halliburton, Baker, Weatherford) que representan el 50 % del gasto, en perforación. Schlumberger no tiene arenas y aceptaron que la arena corra por cuenta de YPF, la parte del león se la llevan las perforadoras.
La norma invita a pensar que la provisión nacional, como sucede en Indonesia, Arabia Saudita o Ecuador, se reduce a logística, transporte, montaje, pintura, limpieza, reparaciones, provisión de agua y cargas sólidas. Por tanto, la pelea de los empresarios “locales” es sólo por un 10%, es decir, la cuota de la agencia de colocaciones.
Tras casi 10 años de expropiación de YPF ¿dónde están los desarrollos industriales y tecnológicos locales?
“Curva de aprendizaje”
Un somero análisis de impacto en el desarrollo industrial de las propuestas podría producir un gran desconsuelo. Entendemos que la tecnología para la fractura se importa y eso es totalmente entendible, pero de nuevo, surge otro interrogante: ¿será así por siempre?
E nuestro país no se fabrican bombas ni motores para fracking, aunque buena parte podría construirse aquí, nos está faltando acero que resista presiones de más de 10.000/15.000 psi (700 a 1.000 atmósferas) los ingenieros saben que el acero a altas presiones tiene un comportamiento diferente.
Es decir que un desarrollo metalúrgico –algo básico y elemental– como los que ya se hicieran en otras épocas podría abrirnos la puerta nuevamente a una industria semipesada, porque no es problema la fabricación y mecanizado y montaje del resto de los equipamientos.
Entonces, teniendo en cuenta la historia de industria metalúrgica argentina ¿por qué no se avanza en el estudio del acero para lograr resistencias que permitan esas altísimas presiones? ¿Por qué no se encara de una buena vez el desarrollo del equipamiento para explotar uno de los yacimientos shale más grandes del mundo?
Si el objetivo políticoestratégico del Gobierno es el desarrollo tecnológico e industrial, nada indica que se marche en el sentido correcto. En todo su informe YPF no menciona ni una sola vez a Y-tec.
Tampoco hay menciones a convenios con el INTI, con universidades nacionales, CONICET o cámaras pymes industriales y que el objetivo sea el desarrollo y/o sustitución de importaciones e innovación. ¿El INVAP podría aportar al desarrollo de un polo de producción de electrónica sofisticada aplicada a la exploración y explotación? Tantos logros elogiados y no terminamos de concluir que podemos tener ese polo electrónico que necesitamos.
Shell señala en su informe que cumple con la ley provincial N° 3.032, por lo que la provisión neuquina contará con una ventaja del 7% en la comparación de ofertas. Sin embargo, surge otra pregunta: ¿tiene la Provincia de Neuquén capacidad para controlar que no integren materiales importados en la industria neuquina? ¿Qué se fabrica en Neuquén hoy y qué planes de desarrollo industrial tiene la provincia?
El fundador de YPF, también fundó un instituto del petróleo, el más antiguo del mundo hidroacrburífero hispanoparlante. Allí hay desarrollos en materia de simulación de fracturas y geofísica, pero el divorcio entre las casas de altos estudios y las empresas es ostensible.
Es evidente que buena parte de la dirigencia Argentina ha renunciado al desarrollo tecnológico de largo plazo y con la consecuente articulación con la industria y las cátedras. Hoy parece mucho pedir una mirada sobre lo que hacen y han hecho Canadá o Noruega
Una última cuestión, que podría ser la primera en otro debate: infraestructura. Entre el 60% y 80% del gasto se va en perforación y éste se realiza en su gran mayoría con empresas de servicios internacionales, pero ¿qué pasa con la infraestructura? ¿qué empresa va a construir un oleoducto o un gasoducto? ¿qué empresa va a hacer una planta de tratamiento o bombeo o compresión? No hay indicio de cómo se transportarán los recursos extraídos ni quién va a financiar la infraestructura, aunque todo indica que serán las arcas nacionales la que sufragarán los gastos.
No está demás recordar que la gestión Macri cargó al país con una deuda sideral pero no pudi obtener US$ 800 millones para construir un gasoducto.
El pasado que vuelve
En los 90 asistimos al desmantelamiento parcial o total de empresas proveedoras que sustituían importaciones tecnológicas. Algunas resistieron y llegaron exhaustas a la pos crisis del 2001. La expectativa por las iniciativas políticoeconómicas surgidas en 2003, alcanzaron sólo para recuperar capacidad productiva instalada.
Pero la industria lleva casi de dos décadas con pocas incorporaciones de productos y servicios, y escasas innovaciones. De a poco la industria local se va apagando. Los tecnólogos e industriales se están poniendo viejos, el continuo fracaso los esta llevando a quedarse sin sucesores, las nuevas generaciones no quieren repetir el calvario que sus mayores sufren desde hace 20 años.
Si no se da un giro al rumbo encarado, no habrá recambio generacional en esta industria. Cuando queramos empezar, sólo el silencio nos hará compañía, es por eso que éste es un momento bisagra.
Si las nuevas políticas económicas anunciadas para el desarrollo de hidrocarburos no toman en cuenta el capital en conocimientos acumulado -y vigente- en más de 400 pymes que diseñan y fabrican con tecnología propia se perderá definitivamente y otra rama de la industria desaparecerá, como ya ocurrió con la electrónica, los autopartistas propios, la industria naval, muchas eléctricas de potencia y tantas otras.
Tenemos la posibilidad de conformar en el acto un polo tecnológico e industrial con esas pymes, el CONICET, el INTI, las universidades e Y-Tec. Un polo que aborde el desarrollo tecnológico de Vaca Muerta y otros no convencionales, el próximo offs-hore y la transición energética. Un polo que no sólo siga sustituyendo importaciones, sino que pueda ser una fuente de divisas por exportaciones. Es entendible la premura del gobierno por salir del paso, pero tuvo casi un año para planificar con agudeza. El shale gas (y el shale oil) nos ofrece una última oportunidad para volver a crecer con desarrollos tecnológicos propios e industria argentina, no dejemos pasar el tren.
(*) María del Rosario Martínez, es directora de Energía&Negocios
YPF recortó parte de las pérdidas del año 2020 en el cuarto trimestre en base a la recuperación de la demanda y la reversión de cargos por deterioro de activos en el marco del nuevo plan de estímulo al desarrollo del gas natural.
El resultado neto del año 2020 arrojó una pérdida de 1.098 millones de dólares equivalentes, recortando en más de 540 millones de dólares en el cuarto trimestre la pérdida acumulada durante los 9 meses al 30 de septiembre, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.
En este contexto, YPF tiene planificado invertir 2.700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual se destaca una inversión de 2.100 millones en los negocios de Upstream relacionados con la producción de gas y petróleo. Dentro de ese valor, 600 millones serán destinados específicamente a la producción de gas natural, principalmente a proyectos relacionados con sus compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas.
En tanto, y en línea con una mayor normalización de la actividad económica, la demanda de combustibles aumentó más de un 15% en el cuarto trimestre respecto del trimestre anterior, sobrepasando las estimaciones previas, refirió la petrolera.
A diciembre 2020, los volúmenes de venta muestran todavía una contracción de 7 % y 6 % para las naftas y el gasoil, respectivamente, respecto a diciembre del año anterior, recortando la fuerte caída de alrededor del 70 % y 35 % respecto al año anterior que registraron las naftas y el gas oil respectivamente en el mes de abril, describió la compañía.
Por su parte, el nuevo plan de estímulo para el desarrollo del gas natural lanzado por el Gobierno (Plan Gas Ar) generó visibilidad de precios de mediano plazo y puso en valor ciertos recursos no explotados por la compañía que permitieron la reversión del cargo por deterioro de activos de gas del segundo trimestre de 2020.
La producción total de hidrocarburos de YPF alcanzó los 467 mil barriles de petróleo equivalentes por día en 2020 (-9% respecto a 2019) afectada especialmente por el freno en la actividad en el segundo y tercer trimestres del año producto de la pandemia COVID-19.
En términos de costos, la compañía continuó con sus esfuerzos por ganar eficiencia llevando a una reducción cercana al 30 % en 2020 en comparación el año anterior, normalizando efectos extraordinarios.
Tras la salida de la parálisis generada en los primeros meses del ASPO, la compañía logró reanudar gradualmente la actividad en los yacimientos. Al final del año, YPF tenía más de 80 equipos de torre en operación, en comparación con un promedio inferior a 20 equipos en el segundo trimestre.
En el no convencional, durante 2020 se alcanzó la mayor cifra de producción de shale desde que comenzaron los desarrollos en 2013, con 101 mil barriles equivalentes de petróleo por día.
Además, se observó una mejora significativa en la velocidad de fractura (medida como etapas por día), mejorando un 34 % en 2020, y se logró el récord histórico en términos de etapas de fractura por mes en enero 2021 con 412 etapas.
También, a fines de 2020 se puso en producción el pozo horizontal más largo jamás perforado en Vaca Muerta, en el yacimiento Bandurria Sur, que alcanzó una longitud lateral de 3.800 metros.
Por el lado del convencional, se lograron resultados positivos en recuperación secundaria y terciaria. Como ejemplo, Manantiales Behr, bloque en operación desde hace más de 90 años, cerró 2020 con la mayor producción de su historia, aumentando 7,9 % respecto al año anterior.
Asimismo, YPF señaló que, durante la vigencia de los contratos enmarcados en el nuevo Plan Gas (2021- 2024), las inversiones superarán los 1.500 millones de dólares, perforando más de 250 pozos, incluyendo áreas operadas y no operadas.
Luego del resultado exitoso del canje de deuda, el perfil financiero de la compañía mejoró sensiblemente y se complementó con una exitosa colocación de bonos locales por un total superior a 120 millones de dólares equivalentes en el mes de febrero 2021. Adicionalmente, la agencia Standard & Poor recientemente elevó en 2 escalas la calificación crediticia que tenía YPF antes del canje de su deuda a CCC+.
De esta forma se comenzó a sentar las bases financieras para alcanzar el objetivo de inversión para el año 2021, que permitirá comenzar a revertir la tendencia de declino de producción de los últimos años.
El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, se reunió con el ministro de Interior, Wado de Pedro, pocas horas después de su designación al frente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), organismo que nuclea a las 10 provincias argentinas productoras de gas y petróleo.
El titular de la cartera de Interior destacó “la designación del gobernador de Neuquén, una provincia que por primera vez va conducir este organismo”, consideró que ello implica “un aporte al fortalecimiento de la OFEPHI para propiciar el intercambio técnico entre las provincias y la articulación con el Estado nacional para el desarrollo de un sector clave para el país”.
Por su parte, el gobernador neuquino agradeció “la decisión y el respaldo de cada uno de los gobernadores de las provincias que han resuelto que a partir de hoy (3/3/2021) pueda conducir este organismo”.
La vicepresidencia será ejercida por su similar de Tierra del Fuego, Gustavo Melella.
“Vamos a trabajar para conectar técnicamente y desarrollar una agenda común para el porvenir de la industria hidrocarburífera , una verdadera política federal coordinada entre las provincias con el Gobierno nacional”, concluyó Gutiérrez.
La OFEPHI esta integrada por las provincias de Nuequén, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza, Salta, La Pampa, Rio Negro, Formosa y Jujuy.
La empresa de energías renovables Genneia, que hoy representa más del 20% de la capacidad instalada del país en este rubro, designó a Bernardo Andrews como su nuevo Chief Executive Officer (CEO), y aumirá el 1 de abril próximo, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de gestión.
Andrews, actual CFO de Genneia, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en los últimos años, con el desarrollo de 14 proyectos renovables, eólicos y solares, a lo largo del país.
Su designación como nuevo CEO es una demostración de confianza por parte de los accionistas de la compañía a la excelente gestión del management de la empresa, se indicó.
El ingreso de Genneia al mercado internacional de capitales y la negociación de los créditos con bancos de desarrollo y agencias de exportación europeas convirtieron al equipo liderado por Andrews en un claro referente en el financiamiento del sector energético, en Project Finance y en el desarrollo de energías renovables en Argentina.
Andrews trabajará con el equipo de finanzas en organizar la transición de la función financiera, preparando la incorporación del nuevo CFO de Genneia en el corto plazo.
Bernardo Andrews se incorporó a Genneia en 2016, tiene 49 años, es licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee una Maestría en Economía de la Universidad Torcuato Di Tella.
En su trayectoria profesional, ha cubierto posiciones como CFO en Corporación América y previamente, durante 11 años, desarrolló su carrera en GDFSuez (actual Engie) como Portfolio Manager, Director Financiero, CFO Regional y Head of Corporate Finance Regional.
“Genneia agradece la comprometida gestión llevada a cabo por Walter Lanosa desde enero del 2012, período en el cual contribuyó ampliamente al desarrollo y crecimiento de las energías renovables en nuestro país, marcando la historia no solo de la compañía sino también de la transformación de la matriz energética nacional”, remarcó la empresa.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica, convirtiéndola en la número uno del sector.
Pocas horas después de las definiciones de política tarifaria para los servicios públicos realizadas por el Presidente Alberto Fernández, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) anunció que expondrá en audiencias públicas las propuestas de cuadros tarifarios de transición en Transporte y Distribución de energía eléctrica “con el objetivo de preservar el derecho de las personas usuarias a la información, y registrar sus posturas”.
El Ente Regulador pondrá a consideración, en tales instancias, el cuadro tarifario de transición propuesto para los próximos dos años, se indicó.
Las Tarifas de Transición regirán en materia de transporte y distribución de energía eléctrica hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación (nueva RTI).
La Interventora del organismo de contralor, Soledad Manin, convocó a través de la Resolución 54/2021 a Audiencia Pública el 29 de marzo a las 8.00 horas para tratar el Régimen de Transición Tarifaria a la transportadora en alta tensión TRANSENER.
Asimismo, por medio de las Resoluciones 55/2021, 56/2021 y 57/2021, el ENRE convocó a Audiencia Pública para el mismo días pero a las 14.00 horas al Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y las empresas de transporte de energía eléctrica TRANSBA , DISTROCUYO , TRANSPA, TRANSCO, TRANSNEA y TRANSNOA , con el mismo objeto de considerar el Régimen de Transición Tarifaria .
Por otra parte, mediante la Resolución 53/2021, el Ente Regulador llamó a Audiencia Pública el 30 de marzo a las 8:00 horas para exponer el Régimen de Transición Tarifaria correspondiente al sector de Distribución de Energía Eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), servicio a cargo de Edenor y Edesur.
En tales audiencias se deberán considerar tarifas en relación con los costos de estos servicios, la preservación de niveles de calidad en las prestaciones, las obras de expansión a realizar, y las inversiones requeridas a tales efectos.
El objetivo es brindar una adecuada solución de coyuntura en beneficio de las personas usuarias, así como para las concesionarias, bajo la premisa de sostener “la necesaria prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad en condiciones de seguridad y garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios públicos esenciales”, según lo dispuesto por el Decreto 1020/2020.
El ENRE puntualizó que las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI) de 2017 fueron suspendidas tras sendas auditorías y revisiones técnicas, jurídicas y económicas, “que determinaron que éstas carecían de validez jurídica y racionalidad económica, al no considerar la realidad social y económica del país”. Además señaló que “ las mismas no fueron razonables ni prudentes en su diseño y su aplicación vulneró el marco regulatorio del sector y los derechos de usuarios”.
La propuesta de Regímenes Transitorios formulada por el gobierno “se orienta a revertir las consecuencias que esas RTI tuvieron en el ingreso disponible de los hogares y en los costos de los comercios y las PyMEs, al mismo tiempo que se reconocían formalmente mayores ingresos a las concesionarias”. Tal propuesta, se indicó, “se rige por la necesidad de resolver la desarticulación entre el esquema tarifario heredado y la realidad macroeconómica del país”.
Con el objetivo de garantizar la participación de las personas usuarias, la Intervención del ENRE resolvió que las Audiencias Públicas se realizarán en soporte digital. Las mismas serán transmitidas en directo a través de una plataforma de streaming, cuyo enlace de acceso será oportunamente informado a través de la página web: www.argentina.gob.ar/enre.
La demanda de energía eléctrica en el mes de enero último resultó 0,3 % menor que la del mismo período del año anterior pese a registrarse temperaturas superiores . El consumo cayó fuertemente en las actividades comerciales, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.
Al considerarla por tipo de usuario, si bien la demanda total termina con un decrecimiento marginal, tanto la demanda residencial , y principalmente la industrial (atada a la actividad económica), presentaron crecimientos respecto al año 2020 del orden de 1,5%.
En cuanto a la gran demanda, no solo se observa un aumento comparado con el mismo mes del año pasado, sino que también presenta un recupero de los consumos mes a mes, especialmente desde el comienzo de la fase Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio.
LOS DATOS DE ENERO 2021
En enero de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 11.927,1 GWh mientras que, en el mismo mes de 2019, había sido de 11.964,2 GWh . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -0,3%. Asimismo, se dió un crecimiento intermensual que llegó al 5,3%, respecto de diciembre de 2020, cuando la demanda fue de 10.330,1 GWh.
En enero 2021 se registró un nuevo record de potencia máxima, alcanzando los 26.450 MW, superando el record histórico de febrero 2018 de 26.320 MW. La demanda residencial representó el 48% de la total del país y, además, tuvo un crecimiento de 1,9% respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial sufrió una fuerte caída del 6,4%, siendo el 27% del consumo total de energía eléctrica. Y la demanda industrial representa el 25% del total, con un crecimiento en el mes del 1,2% aproximadamente.
Luego de disponerse el aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO) desde el 20 de marzo, la gran demanda presentó una caída promedio del 24%.
A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO) en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente la misma que el año anterior, mientras que en enero se superaron algunos de los registros del año 2020, en el contexto previo a la pandemia.
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido enero de 2021) 7 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo, -7,6%; agosto, -6,4%; septiembre, – 1,7%; octubre, -3,5%; noviembre , -4,2%; y enero de 2021, -0,3%) y 5 meses de suba (febrero de 2020, 1,3%; marzo, 9,3%; junio de 2020, 0,9%; julio, 1,2%; y diciembre, 1,5%).
TEMPERATURA
Tanto en enero de 2021 como en enero de 2020 las temperaturas medias se ubicaron por arriba de los valores esperados. La temperatura media de enero último fue de 25.5 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.1 °C, y la histórica del mes es de 24.5 °C.
En cuanto al consumo por provincia, en enero, 20 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos: Santa Cruz (-10%), Tucumán (-8%), Mendoza, Neuquén y San Juan (-7%), Chubut, Córdoba, Formosa, Santiago del Estero, San Luis y EDEA (-6%), Corrientes (-5%), La Pampa, Catamarca y La Rioja (-4%), Jujuy (-3%), Salta y Río Negro (-2%), Misiones y EDES (-1%). En tanto, 7 provincias y empresas presentaron ascensos: EDEN (6%), Chaco (5%), EDELAP (5%), Santa Fe (3%) y Entre Ríos (1%). En el área metropolitana de Buenos Aires la demanda tuvo una suba promedio de 2,1%.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 32% del consumo total del país y totalizaron el referido ascenso conjunto de 2,1%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 3,6%, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 0,2%. En el resto del MEM existió una caída de 2,7%.
DATOS DE GENERACIÓN
Si bien la demanda local presentó una caída, la generación local fue mayor al mes de enero de 2020 siendo 12.897 GWh contra 12.433 GWh del mismo período del año anterior.
La generación hidráulica y térmica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer los requerimientos de electricidad, aunque se destaca el crecimiento en la participación de las energías renovables. La generación hidráulica se ubicó en 2.145 GWh en enero de 2021 contra 3.024 GWh del mismo período del año anterior, producto principalmente por los bajos caudales. Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM, continuando con la tendencia observada el año pasado, siguen siendo menores a los caudales históricos.
En lo que respecta a los combustibles para generar, al igual que en los últimos meses, gran parte del uso de combustibles alternativos está asociados a la operación de exportación, siendo el gas natural el principal combustible utilizado a la hora de producir energía local.
En enero 2021 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción equivalente al 66,80% de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 16,60 % de la oferta, las nucleares proveyeron el 5,25%, y las generadoras de fuentes alternativas 11,16% del total. La importación de electricidad representó el 0,19% de la oferta total .
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 25-02)
Según informa CAMMESA, la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo del 2020 hasta el 25 de febrero último tuvo caídas considerables pero las tres primeras semanas de febrero presentaron, por primera vez, una suba leve de 0,3% comparado con la última semana previa a la cuarentena.
Aunque en la industria a nivel global para el mismo período la caída de la demanda es de 8,8%, desde marzo hasta junio de 2020 se dió una baja cercana al 50%, que luego logró remontarse.
El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. En enero último se destacó el repunte de consumo en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, como también la extracción de petróleo y minerales.
Además, las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas con productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, destacó respecto del anuncio de Alberto Fernández de enviar al Parlamento un proyecto de Ley de promoción de inversiones para el desarrollo hidrocarburífero que “el Presidente nos ordenó acelerar el diseño de un plan que multiplique la producción hidrocarburífera, nos conduzca hacia el autoabastecimiento, y genere crecientes saldos exportables que fortalezcan las reservas del Banco Central”.
Ello, agregó, “utilizando las potencialidades del desarrollo regional y nacional en materia de provisión de bienes y servicios y sustituyendo importaciones en materia de bienes y tecnología nacional”.
Martínez agregó que “trabajaremos este proyecto de ley con todos los actores de la industria: los trabajadores, las PYMES y empresas regionales, los gobernadores, las empresas productoras y los representantes de la industria nacional y la ciencia y la técnica porque ellos serán quienes deban hacer el esfuerzo de inversión, trabajo y producción”.
Más adelante Martínez manifestó que “para lograr los objetivos que nos planteó el Presidente necesitamos que esa ley otorgue un marco de previsibilidad y reglas claras y estables, a pesar de esta coyuntura de incertidumbre global, tal como lo hicimos cuando pusimos en marcha el Plan Gas.Ar”.
Durante el mensaje, el Primer Mandatario hizo mención expresa de la evolución y el impacto que tuvieron las tarifas en los usuarios y usuarias en virtud de las medidas adoptadas por el gobierno del ex presidente Macri.
En este orden, Martínez expresó que “el Presidente nos instruyó a trabajar en un marco legal que genere un esquema de segmentación tarifaria en función de la capacidad económica y patrimonial de los sectores de usuarios y agentes económicos, y que las adecuaciones tarifarias estén en línea con la evolución de los ingresos de los distintos sectores sociales, y que los subsidios que otorga el Estado solo amparen a quienes más lo necesitan”.
“Vamos a seguir trabajando en la construcción de un país más federal, con más energía y más trabajo, un país en el que las tarifas no sean un problema, que sean justas y razonables, hasta que la incertidumbre en materia tarifaria llegue a su fin”, recalcó el Secretario de Energía.
“El presidente Alberto Fernández ratificó el trabajo que venimos desarrollando desde que asumimos en septiembre del pasado año, el rumbo general de la política energética y revindicó el Plan Gas.Ar como herramienta central del desarrollo de la producción de gas natural argentino”, declaró Darío Martínez.
Para superar el desequilibrio territorial el Presidente de la Nación en su mensaje al Congreso explicitó los 10 ejes de trabajo que elaboró en conjunto con los Gobernadores, refirió.
El presidente Alberto Fernández anunció a senadores y diputados nacionales la decisión del Poder Ejecutivo de enviar en las próximas semanas al Congreso un proyecto para una nueva Ley de Hidrocarburos, en el contexto de la política energética del gobierno asumida como una cuestión “clave para asegurar el desarrollo del país”.
También indicó que les enviará un proyecto que desdolarice los servicios públicos (por caso el gas y la electricidad) y plantee un esquema de “tarifas diferenciales, justas, razonables y asequibles para adecuarlas a una población con ingresos en pesos”.
El Mandatario formuló este anuncio en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias 2021 del Congreso Nacional, y tras destacar que el país cuenta con importantes recursos de petróleo y gas (mencionó la formación Vaca Muerta), remarcó que en materia hidrocarburífera nos proponemos “recuperar la producción, alcanzar el autoabastecimiento, y exportar excedentes”.
Al respecto mencionó la continuidad del Plan Gas –diseñado para producir y abastecer en el período 2020/2024 – la extensión de la red de gas natural en el norte del país (terminación del GNEA y ducto hacia el sur de Brasil ), y también la continuidad de proyecto de producción de energías hídrica, eólica y solar.
Acerca de las tarifas del suministro del gas y la electricidad, el Presidente mencionó que “si se continuara con el esquema de aumentos ocurridos entre 2016 y 2019 (RTI) las tarifas del gas deberían haber aumentado 80 por ciento en octubre y 130% en abril, mientras que las de la electricidad deberían aumentar 120% en abril”.
“Llegó el tiempo de salir del congelamiento tarifario y dado que una revisión integral llevará meses, ahora vamos hacia un esquema de tarifas de transición para este año que no implique incertidumbre para los usuarios”, refirió.
Este tema está en cabeza de la Secretaría de Energía, por caso en lo referido a los precios del gas a nivel de los productores, y de los entes reguladores del gas y de la electricidad en lo que se refiere al transporte y distribución. De hecho, están convocadas audiencias públicas para este mes.
“El aumento de las tarifas de luz y gas se convirtieron en un martirio para los argentinos (durante el gobierno de Cambiemos)”, refirió.
Fernández enfatizó que “la incertidumbre de no saber cuánto va a llegar de luz y de gas ha llegado a su fin y enviaré al Congreso un proyecto de ley que declare la emergencia de los servicios públicos con el objeto de desdolarizarlos y adecuarlos a los ingresos en pesos”.
Con relación al anuncio de envío del proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos, el presidente de YPF, Pablo González, opinó que “es fundamental garantizar un fuerte componente federal en esta ley, media te la creación de un régimen de desarrollo de proveedores locales que permita alcanzar niveles de eficiencia, tecnología y competitividad de clase mundial”.
“YPF tiene que cumplir un rol central en promover acuerdos con impacto directo en todas las provincias petroleras, a través de regalías, y el desarrollo de obras de infraestructura para generar empleo”, destacó.
Al respecto, el CEO de YPF, Sergio Affronti, señaló que “será un nuevo impulso a lo que se hizo en 2014 con la ley 27.007, que aseguró la primera ola de inversiones entre YPF y sus socios internacionales, que permitió confirmar el potencial de Vaca Muerta y ponerla en valor”.
“La ley tiene que apuntar no sólo a promover la producción en VacaMuerta sino también la producción convencional on-shore en las distintas provincias y del off-shore argentino”, puntualizó Affronti.
“La nueva ley debe tener como objetivo sumar incentivos a la inversión, asegurar a los productores la posibilidad de exportar volúmenes incrementales, y disponer libremente de parte de las divisas que se generen”. También, promover un mecanismo de previsibilidad de precios para el crudo local que propicie un desarrollo rentable y sustentable para las nuevas inversiones”, destacó.
El parque eólico Chubut Norte III, ubicado en el norte de la provincia de Chubut, comenzó a ge nerar energía para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), tras la habilitación comercial otorgada por CAMMESA.
Su construcción demandó una inversión de 81 millones de dólares, a cargo de las empresas líderes en generación de energía, Genneia y Pan American Energy.
Chubut Norte III funciona en el mismo predio donde opera el Parque Eólico Chubut Norte IV; también desarrollado por ambas compañías y en funcionamiento desde el 4 de febrero de 2021.
Cuenta con una potencia instalada de 57,66 megavatios, resultado de 13 aerogeneradores de tecnología Nordex que, con una capacidad de 4,4 MW cada uno, se encuentran entre los de mayor potencia y altura del país.
“Nos llena de satisfacción poner en operación un nuevo proyecto eólico en Argentina, uno de los últimos de este audaz plan de expansión que iniciamos en Genneia hace cinco años y que nos permitió liderar un proceso de cambio en la matriz energética nacional. Hoy inyectamos energía limpia y eficiente al sistema interconectado con 14 proyectos de renovables, los cuales también promovieron la participación de empresas locales y trabajadores de las distintas regiones del país en su construcción”, afirmó Jorge Brito, presidente de Genneia.
El directivo empresario destacó que “estamos muy contentos de haber encontrado en PAE un socio que cree y trabaja junto a nosotros por el crecimiento de fuentes renovables y cada vez más eficientes de energía”.
Al respecto, Rodolfo Freyre, Vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy sostuvo que “este segundo parque eólico que inauguramos junto a Genneia es una nueva muestra de nuestro compromiso con las energías renovables. El camino que iniciamos hace cinco años tiene un nuevo hito con la puesta en marcha de esta obra”.
De esta manera, Chubut Norte III y IV, adjudicados en la Ronda 2 del Programa RenovAr, con sus 32 aerogeneradores, ya generan energía con una potencia instalada total de 140 MW y la capacidad de producir anualmente 669.100 MWh de energía renovable volcada al SADI.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica, convirtiéndola en la número uno del sector.
La compañía tiene una potencia de 757 MW de energía eólica con sus parques Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y supera los 830 MW de energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW).
Además, está en proceso de construcción el proyecto eólico Chubut Norte II (26 MW) con destino al Mercado a Término de Energías Renovables, es decir, con destino a clientes privados. Una vez finalizado, Genneia superará los 860 MW de potencia instalada renovable en el país.
PAE es la primera compañía privada integrada de energía de Argentina y la región. Realiza actividades en los sectores de upstream, midstream, downstream, generación eléctrica y energías renovables.
En este último sector, PAE ya cuenta en la provincia de Chubut con el parque eólico Garayalde, con una potencia instalada de 24,15 MW.
En upstream, PAE explora y produce petróleo y gas natural en Argentina, Bolivia y México en reservorios convencionales, no convencionales, offshore y onshore.
En el downstream PAE opera la refinería Campana (Buenos Aires). Comercializa combustibles a través de la marca AXION Energy y ofrece lubricantes Castrol en sus 735 estaciones de servicio en Argentina y Uruguay. La compañía tiene una participación del 16% en el mercado argentino de combustibles.
La Secretaría de Energía realizó aclaraciones sobre las condiciones establecidas en la Ronda II del Plan Gas.Ar, compulsa convocada para la provisión de gas natural adicional de producción local para abastecer el pico de demanda invernal.
A tal efecto, la Subsecretaria de Hidrocarburos y Combustibles emitió una Circular referida a diversas modificaciones en la redacción del contrato con IEASA y el Pliego de la compulsa, “al solo fin de despejar dudas y diferentes interpretaciones, que no representan cambio alguno y solo ratifican lo establecido en el llamado a concurso”.
“Numerosas empresas productoras de gas, interesadas en participar en la Ronda II del plan Gas. Ar, realizaron consultas similares sobre interpretación de algunas de las condiciones establecidas en esta nueva compulsa”, se explicó.
El llamado a la segunda ronda del “Plan Gas Ar 2020-2024” fue aprobado por resolución 129/2021,
La Circular aclara consultas generales y define con claridad que:
1) el “gas adicional” está por fuera del compromiso de inyección 70+30% de la Ronda 1.
2) se pueden pedir más volúmenes de otra cuenca si hay capacidad de transporte.
3) los nuevos convenios deben cumplir con compromiso de inversión y VAN, que no pueden declinar y están sujetos a las mismas penalidades que en Ronda 1.
4) la primera entrega del gas a IEASA es el 1° de mayo ó 1° de junio, según la oferta.
5) el DOP (entregar o pagar) es creciente y el TOP (tomar o pagar) mensual;
6) la jurisdicción es CABA y no arbitraje;
7) el precio tope es el precio total ofertado, no cuenta el PPP para el primer año de Ronda 1 los que tenían R46.
Energía recordó el cronograma establecido para esta licitación:
Las empresas distribuidoras de energía eléctrica, nucleadas en ADEERA, puntualizaron que “el próximo aumento tarifario para algunos usuarios industriales que determinó la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE 131/21 es exclusivamente para pagar parte del costo de producir y transportar la energía, concepto que las distribuidoras trasladan a las facturas en su justa medida y pagan con lo recaudado a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa)”.
A través de un comunicado, explicaron que “esta normativa no tiene ninguna incidencia en el negocio de la distribución de energía ya que la parte de la tarifa que corresponde al Distribuidor, denominado Valor Agregado de Distribución o VAD, no se modifica”. “En la mayoría de las jurisdicciones del país el VAD se encuentra congelado desde hace al menos 2 años”, graficaron.
ADEERA describó que “los usuarios de las distribuidoras no pagan en la tarifa el costo total de la energía, ya que el Estado subsidia entre el 60 y 40 % de ese costo según la categoría. En particular esta Resolución establece principalmente una quita de subsidios a usuarios industriales denominados GUDI (Grandes Usuarios del Distribuidor) que son aquellos que no contratan su energía en el mercado mayorista y demandan hasta 300 KW de potencia”.
Al respecto, se indicó que en 2018 el gasto medio en energía eléctrica sobre la facturación bruta de las principales 500 grandes empresas del país representa 1,5 % para los usuarios de mayor demanda y 0,9 % para los usuarios GUDI, que son los principales afectados por esta Resolución.
Estos porcentajes en 2021 son menores porque la tarifa estuvo congelada desde 2019 y la inflación fue del orden del 40 % anual. Además, en la comparación regional en América latina, las tarifas eléctricas del segmento comercial e industrial de Argentina son entre 22 % y 25 % más bajas que el promedio, afirmó ADEERA.
La entidad empresaria destacó que “la producción y distribución de energía tiene un costo y no es “gratis” o “económico” como algunos consideran”.
Y sostuvo que “se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios, como así también para sostener la operación. Y este costo se paga ya sea a través de la tarifa o a través de subsidios, que se financian vía impuestos que pagan los ciudadanos, deuda que contrae el Estado o emisión monetaria”.
“El nivel de subsidios incide directamente en el presupuesto nacional y el déficit por no incrementar la tarifa termina generando más inflación a futuro”, aseveró la entidad, conformada por 47 distribuidoras de energía eléctrica, de origen público, privado y cooperativo, que brindan servicio en todo el país. En su conjunto operan 450.000 kilómetros de redes, y distribuyen más de 120.000 GWh al año.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informó que se celebraron dos importantes acuerdos de colaboración con instituciones que agrupan a industrias PyMEs vinculadas a la energía. El objetivo de dichos acuerdos es el de contribuir al desarrollo de planes de innovación tecnológica económicamente sustentables a escala nacional, tendientes a la mejora del servicio público de gas natural.
Estos convenios, impulsados por la Gerencia de Innovación Tecnológica del Ente, llevan la firma del Interventor, Federico Bernal y de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA), Gustavo Corradini. Por su parte el convenio con el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) fue suscripto por su director ejecutivo Leonardo Brkusic.
El objeto es identificar, dentro de las competencias de cada una de las partes, las áreas de cooperación mutua y el intercambio de información y conocimiento que contribuya a la mejora del Servicio Público de Gas, articulando con la industria nacional.
Entre las funciones del ENARGAS se encuentran las de alentar inversiones que aseguren el suministro a largo plazo, propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios, e incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas natural, velando por la adecuada protección del medio ambiente. Es en este marco que el Ente Regulador busca también vincular a la industria nacional con proveedores de bienes y servicios.
Tanto ADIMRA como GAPP son entidades que representan y promueven a sectores claves para el desarrollo del país. ADIMRA reúne a más de 60 cámaras, tanto sectoriales como regionales en todo el territorio argentino y orienta el esfuerzo conjunto a favor del federalismo, la industria nacional y la integración entre gremios y empresarios.
Por su parte, el GAPP es una entidad que agrupa empresas fabricantes de equipamiento y proveedores de servicios para la industria petrolera, que trabaja en forma colaborativa para el desarrollo tecnológico y la promoción comercial en Argentina y en mercados internacionales. Dentro de las principales actividades de la entidad, se destaca el apoyo interempresario a partir de la promoción del desarrollo tecnológico y la sustitución de importaciones.
EL ENARGAS -de acuerdo con las facultades, funciones y objetivos establecidos en la Ley 24.076- considera beneficioso y oportuno que las partes celebren un Convenio Marco a fin de contribuir al desarrollo de planes de innovación tecnológica económicamente sustentables a escala nacional, tendientes a la mejora del servicio público de gas natural.
El Directorio de YPF resolvió hoy designar a Pablo González como presidente de la compañía.
“Soy una persona que viene del interior profundo de la Argentina, que entiende los problemas que tenemos y que cree que el mayor valor de la compañía es su gente. Les pido que sigamos trabajando por el desafío de generar energía para el crecimiento del país y poner a YPF en el lugar que siempre estuvo y se merece” afirmó Pablo González tras ser designado como presidente de la compañía por el Directorio.
González tiene 52 años, es abogado y escribano de la Universidad Nacional de La Plata y tiene una Diplomatura en Derecho de Hidrocarburos de la Universidad Austral. Tiene una extensa trayectoria en el sector público nacional y provincial. Fue director de Distrigas SA y Gerente de Asuntos Legales de Servicios Públicos Sociedad del Estado en la provincia.
También, se desempeñó como Jefe de Gabinete de Ministros en Santa Cruz, ministro de Gobierno, diputado provincial y senador nacional. En el año 2015, fue electo como vicegobernador de la provincia. En 2019, asumió como diputado nacional, cargo al que renunció para asumir como presidente del Directorio de YPF.
Pablo González conoce en profundidad la actividad petrolera, a sus actores y las necesidades para su desarrollo. YPF es una de las principales operadoras de la Cuenca del Golfo San Jorge, de donde es oriundo González. Allí la compañía desarrolla una intensa actividad para el crecimiento de la producción convencional mediante técnicas de recuperación secundaria y terciara.
A través de la resolución 131/2021, la Secretaria de Energía argumentó haber corregido “un manifiesto tratamiento desigual en materia de costo de la energía eléctrica que había entre usuarios de más de 300 Kv diarios.
La medida implicó subdividir la categoría de usuarios de más de 300 kv en: GENERAL por un lado y ORGANISMOS Y ENTES PÚBLICOS por el otro, excluyendo expresamente a las instituciones públicas que prestan servicios de Salud y Educación de los tres niveles del Estado, las que seguirán con la tarifa subsidiada, se indicó.
“Hasta ayer existían en Argentina menos de 2.900 grandes consumidores sobre unos 650.000 pequeños y medianos comercios, talleres, industrias y prestadores de servicios, que tenían un subsidio que significaba un diferencial de costos y un beneficio con respecto a sus competidores en la provisión de los mismos bienes y servicios”, señaló Energía . “Estas industrias beneficiadas iban desde fábricas automotrices hasta grandes espacios comerciales, incluso petroleras”, detalló.
El Secretario del área, Darío Martínez manifestó que “hemos tomado esta medida para remediar inequidades que provocaban distorsiones en el costo de la electricidad entre empresas de similares tamaños y actividades, algunas de las cuales pagan el precio Monómico y no tenían acceso a la tarifa subsidiada, de la que gozaban sus competidoras”.
En rigor, se adopta esta decisión en el contexto de una revisión del esquema de asignación de subsidios a las tarifas de este servicio.
La medida, se puntualizó, “no alcanza, ni impacta de forma alguna en los 15 millones de usuarios del servicio de distribución de energía eléctrica por redes, ni en las 650.000 PyMES, comerciales, industriales y de servicio, y sólo involucra a unos 2.900 Grandes Usuarios que consumen más de 300 Kv diarios abastecidos por las Distribuidoras Eléctricas, quienes pasarán a pagar el mismo precio de la energía eléctrica que el resto de las empresas de similar tamaño y consumo de electricidad”.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocó mediante la Resolución 47/21 a una Audiencia Pública para el 16 de marzo “con el objeto de poner a consideración el Régimen Tarifario de Transición” para los servicios de transporte y distribución de gas natural por redes, en base a lo dispuesto mediante el Decreto 1020/20 y las Resoluciones 271/20 a 276/20,
El decreto referido determinó el inicio de la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente correspondiente a las prestadoras de tales servicios, en el marco de lo establecido en la Ley (de emergencia) 27.541.
Al respecto, el Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, expresó que “heredamos un sistema tarifario insostenible. Para tener una idea cabal: el macrismo sumió en la pobreza y en la indigencia energética a casi 3 millones de nuevos hogares”. “La deuda total del sector residencial (morosos) creció 1.257 % entre 2015 y 2019; la deuda del sector PyME 4.010 % y la de las entidades de bien público un 6.700 %”, puntualizó.
El funcionario sostuvo que “esta pesadilla tarifaria llegó a su fin cuando el Congreso Nacional a instancias del Presidente Alberto Fernández, declaró la Emergencia Energética y Tarifaria en diciembre de 2019”.
Bernal agregó que “los resultados de la auditoría y revisión técnica, jurídica y económica a los que arribó el ENARGAS fueron aceptados por el Ejecutivo Nacional en diciembre 2020. En función de ello, el Presidente nos instruyó, a través del Decreto 1020/20, a iniciar la renegociación tarifaria y comenzar a trabajar en una transición”.
El Interventor señaló que “con la decisión de suspender las RTI heredadas de Macri y Aranguren, pusimos en marcha una transición en la cual nos proponemos seguir rescatando a cada vez más argentinos y argentinas de la pobreza y la indigencia energética”. “Los 3 millones de nuevos hogares empobrecidos energéticamente equivalen a casi 9,5 millones de personas”, describió.
La Audiencia Pública tendrá lugar el 16 de marzo de manera virtual desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se iniciará a las 9:00.
La participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual o remota y esto implica que únicamente quien desee ser orador deberá inscribirse en la misma conforme la normativa respectiva y la modalidad establecida en el acto antes citado, ya que quien desee ser oyente podrá escucharla vía streaming.
Cabe referir que el 15 de marzo esta previsto ocurra la audiencia pública convocada por la Secretaría de Energía para considerar el precio del gas natural puesto en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST), y el nivel de subsidio estatal a este rubro.
En el marco de la renegociación establecida mediante Decreto 1020/20 , el Interventor del ENARGAS también manifestó que “esta es una genuina oportunidad de participación ciudadana para proteger adecuadamente los derechos de los usuarios y propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural, asegurando que las tarifas que se apliquen sean justas, razonables y asequibles”.
La inscripción para participar de la Audiencia Publica comenzará el 1 de marzo y los interesados y las interesadas en participar en carácter de oradores deberán ingresar a la página oficial del organismo, www.enargas.gov.ar. Este Registro estará habilitado hasta las 23.59 horas del 11 de marzo del 2021.
Las Licenciatarias de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural y Redengas S.A., deberán presentar al ENARGAS, a efectos de su publicidad, los cuadros tarifarios de transición por ellas propuestos, así como la información de sustento de tales cuadros. Esto, considerando expresamente los parámetros y disposiciones que surgen del Decreto 1020/20 y de la resolución de convocatoria.
En las últimas semanas diversos trascendidos señalaron que, luego de las reuniones con representantes de las empresas y sus informes de costos, el organismo regulador tendría la intención de ajustar estos componentes tarifarios del servicio de gas domiciliario (VAD) en un porcentaje inferior al 10 por ciento. Lejos de la pretensión de las licenciatarias.
El ENARGAS designó 3 agentes del Organismo, quienes actuarán “ad hoc” como “Defensores Oficiales de los Usuarios y las Usuarias de Gas”, cuya función será la de exponer como oradores manifestando todas las observaciones que crean convenientes desde el punto de vista de la tutela de aquellos durante la Audiencia.
La Ley marco 24.076 fija los objetivos para la regulación del transporte y distribución del gas natural, que son controlados por el ENARGAS, y dispone expresamente “proteger adecuadamente los derechos de los consumidores”.
Bernal señaló que “la convocatoria a audiencia pública para el 16 de marzo próximo es el primer gran paso del proceso de renegociación tarifaria; es el primer gran paso hacia la concreción de tarifas justas, razonables y que se puedan pagar, tarifas que promuevan el desarrollo social, económico y productivo del mercado interno, en lugar de fundirlo como sucedió con Macri”.
La Secretaría de Energía de la Nación convocó a un Concurso Público Nacional “RONDA #2” en el marco del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino (Gas-Ar) 2020-2024 para adjudicar volúmenes de gas adicionales a los adjudicados en diciembre último (foto) en base a la Resolución 391/20 .
La licitación comprende a productores de las cuencas Austral y Neuquina por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024 inclusive, con el objetivo de incrementar la oferta de gas local para satisfacer la mayor demanda invernal y reducir la importación, en todo lo que sea posible, habida cuenta la suba de la cotización internacional de este insumo, en particular del GNL que llegará en barcos, para ser regasificado e inyectado a la red troncal de gasoductos.
El cronograma para la Ronda 2 establece el 2 de marzo como fecha para la presentación de ofertas y apertura de sobres, y el 10 de marzo para la adjudicación de volúmenes de abastecimiento.
En tanto, cabe señalar que a los barcos que arribarán al puerto regasificador de Escobar se sumarán otros cargamentos que serán licitados en marzo por IEASA con destino al puerto similar ubicado en Bahía Blanca.
Otros volúmenes de gas natural son los importados desde Bolivia con ingreso a través del gasoducto Juana Azurduy, en base a un contrato que fue renovado en diciembre por volúmenes limitados como consecuencia de una menor producción que registró Bolivia en 2020 y que el nuevo gobierno procura recuperar.
La nueva licitación de Energía fue activada a través de la Resolución 129/2021 puntualizando que “a los efectos de garantizar la plena concurrencia al procedimiento de oferta y competencia” se publiquen edictos en el Boletín Oficial y en diarios de circulación nacional, y se notifíque vía Sistema de Trámite a Distancia (TAD) a todas las empresas productoras inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Sección Productoras, creado en diciembre de 2019. También la notificación a IEASA y a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
La resolución emitida por la cartera a cargo de Darío Martínez establece el Modelo de Contrato que deberán suscribir con IEASA las empresas productoras adjudicatarias del Concurso, y designan miembros de la Comisión Evaluadora de la “RONDA #2 a Federico Luis Amadeo, Sebastián Fernando González y a Nicolás Ramón Taiarol.
Energía diseñó el Plan Gas Ar con el objetivo de “otorgar previsibilidad al abastecimiento de gas natural en el mediano plazo”, mediante programas de incentivo a la producción e inversión. Procura además “garantizar precios justos y razonables (en el PIST) compatibles con la seguridad de abastecimiento”.
A través de la Resolución 317/2020 Energía instrumentó un procedimiento de oferta y competencia de precios para adjudicar volúmenes uniformes de gas natural provenientes de todas las cuencas productivas del país, y realizar contratos directos entre las empresas productoras y distribuidoras, por un lado, y entre las productoras y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), por el otro.
Que, en consecuencia, en la Ronda 1 del Plan Gas Ar convocó a un Concurso para la adjudicación de un volumen de gas natural base total de 70.000.000 m3 por día para los 365 días de cada año calendario, y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024 inclusive. Dicho volumen fue ofertado casi en su totalidad.
Pero los volúmenes de metros cúbicos de gas ofertados adicionalmente por las empresas productoras (3,6 millones de metros cúbicos desde la Cuenca Neuquina) “resultaron insuficientes para cubrir las proyecciones de consumo interno para los períodos invernales de los años 2021, 2022, 2023 y 2024”, señaló Energía, y por ello esta nueva licitación.
En el esquema desarrollado en la primera ronda se estableció que para el gas adicional correrá un precio que resulta de multiplicar por 1,3 el precio de U$ 3,55 por millón de BTU anotado en aquella licitación, lo que da como resultado un precio del orden de los U$ 4,60.
En la primera ronda los oferentes de gas adicional para el invierno fueron Pampa Energía, Tecpetrol y Total, con 1 millón, 2 millones, y 600 mil metros cúbicos diarios, respectivamente.
Ahora, habrá que ver cual será la respuesta de éstas y otras compañías operadoras, por caso YPF, que tiene el desafío de cumplir con el abasto de un fuerte volumen de gas que se adjudicó en la primera ronda.
Se adjudicará a las Empresas Oferentes preseleccionadas en función del menor precio ofertado por cuenca, hasta completar el volumen objeto del concurso.
La intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad resolvió la nulidad de los concursos por los cuales se designaron directores y directoras del Ente durante la gestión de la Alianza CAMBIEMOS al verificar que “adolecieron de graves irregularidades”, se comunicó.
Al respecto, se explicó que “en ejercicio del mandato dispuesto por el Presidente de la Nación mediante el Decreto 277/20, la Intervención del ENRE encaró a partir de marzo de 2020 una auditoría técnica, jurídica y económica de la Revisión Tarifaria Integral y también una revisión de los concursos de los miembros del Directorio del Organismo.
“La revisión de los concursos arrojó como resultado que estos incurrieron en vicios graves que convirtieron esos actos en nulos de nulidad absoluta”, indicó la Intervención ahora a cargo de Soledad Manin.
Un informe del organismo señala como una de las irregularidades observadas “la falta de publicidad plena y una cuestionable transparencia durante los procedimientos, particularmente en la integración de los órganos de selección y la arbitraria modificación de criterios de elegibilidad”.
Los criterios de objetividad e idoneidad técnica, así como la falta de vinculación con empresas del sector eléctrico resultan fundamentales para la selección de Directores y Directoras.
En ese sentido, se sostiene que la conformación del Comité de Selección previsto por las Resoluciones MIN.E.M. 205/17 y 154/18, integrado por el “Consejo Consultivo de Políticas Energéticas”, cuerpo creado a partir de la Resolución MIN.E.M. 164/16, “resulta sumamente cuestionable, debido a que se encontraba integrado por el denominado Grupo de Ex-Secretarios de Energía que formaron parte de la DECLARACIÓN DE COMPROMISO asumida por la Alianza CAMBIEMOS en agosto del 2014”.
La Intervención puntualizó que “asimismo, se observó un manifiesto incumplimiento de las normas sustanciales relativas a la observancia de conflictos de intereses y ética en el ejercicio de la función pública en las designaciones llevadas a cabo”.
Y detalló que “en este sentido, el deber primario del funcionario público, según lo establece el Código de Ética, es el de lealtad con su país. Sin embargo, Andrés Chambouleyron, Ex Presidente del Directorio del ENRE, ha participado en arbitrajes internacionales en calidad de experto por diferentes demandantes contra la República Argentina, en la causa Azurix Corp. Contra la República Argentina (CIADI N° ARB/03/30), y Daimler Chrysler Financial Services AG c/República Argentina (CIADI N° ARB/05/1).
Asimismo, se destacó que “el Presidente(Mauricio) Macri nombró como Vocal interino, durante el desarrollo de los concursos al Ingeniero Carlos Manuel Bastos, quien participó y participa en arbitrajes internacionales en calidad de experto y testigo de demandantes contra la República Argentina, en la causa AES Corporation , Caso CIADI ARB/02/17., la cual se encuentra en trámite a la actualidad, y además intervino por la parte actora en varios precedentes en los que la Nación fuera demandada”.
Por su parte, el procedimiento exige la intervención del Congreso Nacional y el artículo 59 de la Ley 24.065, regula este aspecto, ya que dispone que el Ejecutivo Nacional debe comunicar su decisión a una Comisión del Congreso de la Nación integrada por dieciséis (16) miembros, “lo que no fue debidamente cumplimentado por el ex Presidente Macri, según las constancias de los expedientes”.
El informe concluye que ” los procedimientos de selección de candidatos y la posterior elevación de las ternas pertinentes, la falta de publicidad en la convocatoria del primer concurso, la arbitrariedad manifiesta llevada a cabo por la Administración en la integración de los comités de selección, la direccionalidad en los nombramientos, y los arbitrarios cambios de criterio respecto de las aptitudes para el cargo de quienes luego fueron designados, permite sostener que existieron manifiestas irregularidades en el procedimiento que tornan nulos dichos nombramientos”.
El Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas , Federico Bernal y el Ministro de Desarrollo Territorial y Hábitat, Jorge Ferraresi, convinieron avanzar en la regularización de las instalaciones internas de las escuelas conectadas al servicio de gas por redes.
En razón de ello, la Subsecretaría de Políticas de Vivienda e Infraestructuras -perteneciente al Ministerio- el ENARGAS y distintas dependencias provinciales con ámbito de competencia en infraestructura escolar mantuvieron un encuentro de trabajo con la Subsecretaría de Infraestructura Escolar de la provincia de Buenos Aires.
El ENARGAS presentó en el encuentro los resultados de un relevamiento llevado a cabo por las Distribuidoras sobre las escuelas para evaluar el estado en el que se encuentran las instalaciones de gas por redes. Surgió un listado de las diferentes instituciones educativas en las que hay que realizar obras para adecuar o mejorar dichas instalaciones.
La Subsecretaría de Infraestructura Escolar bonaerense coordinará las obras necesarias, evaluará las prioridades y establecerá los plazos para ejecutarlas.
Esta Subsecretaría provincial suscribió el Programa Especial para Emergencia Educativa, dependiente del Ministerio de Educación de la Nación, para lograr el financiamiento tanto para obras de mejoramiento como instalaciones nuevas, que serán inspeccionadas por las licenciatarias del servicio.
Asimismo, el Subsecretario de Infraestructura Escolar bonaerense, Ariel Lambezat, se comprometió a remitir al ENARGAS un relevamiento propio sobre las escuelas que actualmente no cuentan con el servicio de gas por redes para que el Organismo pueda estudiar la factibilidad de llegar con el suministro desde las redes próximas a los establecimientos educativos.
Naturgy lanzó, junto a la Asociación Civil Siloé, la edición 2021 del programa Sembrando Futuro, que tiene promover el cuidado del medio ambiente a través del uso y la siembra de la tierra.
Este año, jóvenes y adultos del Centro Comunitario Acá Sí, del barrio de Cascallares, ubicado en el partido de Moreno, se capacitarán en el armado y conservación de una huerta urbana, iniciativa que permitirá la mejora de la seguridad alimentaria de los vecinos del barrio.
Esta iniciativa sobre el trabajo de renovación y mantenimiento de una huerta urbana se desarrollará en forma presencial a través de grupos reducidos de voluntarios, de modo de respetar las medidas del DISPO y será impartida por el equipo de Huerta de la ONG EcoHouse.
Iniciado en 2016, el programa Sembrando Futuro busca incentivar la plantación de árboles nativos y el desarrollo de huertas urbanas.
Este año, además del armado de la huerta, se capacitará a los participantes en el desarrollo de compostaje, así como también se lo vinculará con Energía del Sabor, el programa de Naturgy para la inclusión social a través de la gastronomía, a partir del cual se les enseñará a cocinar a los participantes a partir de lo que se vaya obteniendo de la cosecha de la tierra.
“consideramos que es un logro el poder continuar con este programa y lentamente volver a las actividades presenciales en el territorio, colaborando en acercar conocimientos y capacidad instalada para contribuir con la seguridad alimentaria de los vecinos”, afirmó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.
El Programa Sembrando Futuro, tendrá su continuidad en Marzo cuando docentes y alumnos puedan recibir ésta misma capacitación a distancia desde el portal www.cuidemosnuestrosrecursos.com.ar, sumando más contenidos para la comunidad educativa.
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. Las redes de gas a su cargo totalizan 26.200 kilómetros.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad ordenó a las distribuidoras EDENOR y EDESUR la suspensión inmediata de la aplicación y cobros por recuperos de energía, hasta tanto se reglamente el procedimiento de aplicación.
El organismo regulador advirtió un incremento notable en los reclamos por problemas en la facturación del servicio por parte de las dos distribuidoras y luego de dialogar con la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR) y recibir planteos de la Defensoría del Pueblo de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, de la Defensoría del Pueblo del Partido de Avellaneda y la Defensoría del Pueblo de Pilar (PBA), concluyó que en su mayoría tales reclamos se originan en la aplicación de Consumos No Registrados (CNR).
El ENRE señaló que “en gran medida las distribuidoras no respetan los requisitos que el Reglamento de Suministro establece para poder aplicar dichos cargos”.
En virtud de ello, mediante la Resolución ENRE 37/2021, la Intervención del Organismo ordenó la suspensión provisoria de la aplicación del artículo 5° inciso d) apartado I del Reglamento de Suministro, mientras se audite la información requerida a las Distribuidoras acerca del modo en que se llevan a cabo los procedimientos para la aplicación de CNR, los cuales deben respetar el derecho de defensa de las personas usuarias y brindarles información adecuada y veraz acerca de los montos que se pretenden cobrar y su procedencia.
Asimismo, el ENRE ordenó la suspensión de la exigencia de pago de notas de débito y liquidaciones complementarias, como así también abstenerse de suspender los suministros por falta de pago de estos conceptos, independientemente de que se hubiera generado o no el reclamo ante la correspondiente distribuidora o ante el propio Ente, por parte de la persona usuaria.
Cabe destacar que las distribuidoras se encuentran habilitadas a emitir facturas complementarias por recupero de CNR, cuando los valores de energía no hubieran sido registrados o hubieran sido medidos en exceso o en defecto, ya sea por deficiencias propias del equipo de medición, o bien por comprobarse hechos que hagan presumir irregularidades en la medición.
“Sin embargo, señala el ENRE, el Reglamento de Suministro establece requisitos puntuales para permitir la inclusión de cargos en concepto de recupero de energía, los cuales, según se pudo evaluar, no son respetados”.
La acreditación de tales tipos de anormalidades requiere de su comprobación real por parte de las Distribuidoras, así como la normalización de las instalaciones donde se hubiese advertido un incorrecto funcionamiento de los medidores, se indicó.
En este sentido “y con el objetivo de garantizar una aplicación transparente y el ejercicio de los derechos de las personas usuarias”, la Interventora del ENRE, Soledad Manin, señaló que “se está avanzando con la reglamentación del procedimiento a seguir por parte de EDENOR y EDESUR para corregir estas desviaciones en la aplicación de las normas del Reglamento de Suministro y la normativa protectoria de los derechos de las personas usuarias”.
La Asamblea General de Accionistas de Pampa Energía aprobó (con el 99,97% de los votos) la venta de la totalidad de las acciones Clase A de Edenor, representativas del 51% del capital social y votos de dicha sociedad, a Empresa de Energía del Cono Sur S.A. , encontrándose pendiente la aprobación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
EDELCOS tiene por integrantes a los empresarios Daniel Vila, José Luis Manzano y Mauricio Filiberti.
La operación tomó cuerpo a finales de diciembre último y trascendió que el precio de compra de la distribuidora de electricidad fue acordado en U$ 100 millones, de los cuales ya pagó U$ 10 millones. Otros U$ 50 millones deberán pagarse una vez que el Ente Regulador apruebe la operación, y U$ 40 millones serán pagados a un plazo de un año.
Pampa Energía es una empresa que cotiza en Bolsa y Mercados Argentinos y en la Bolsa de Comercio de Nueva York. Por tal motivo, puntualizó que “la operación se realizó cumpliendo las normas de la SEC de los Estados Unidos y de la Comisión Nacional de Valores de Argentina”.
Además, como Edenor es una empresa concesionaria de un servicio público, la operación deberá contar con la aprobación del ENRE como autoridad regulatoria y de control de Edenor.
Pampa Energía describió que tomó la decisión de desprenderse del paquete mayoritario de acciones de Edenor “de manera independiente y basado en su mejor criterio de negocios, sin la intervención de funcionario alguno”. Además, la operación contó con el asesoramiento de prestigiosos bancos internacionales de inversión, indicó.
El valor de la transacción, cuestionado en algunos ámbitos, fue un 25% más alto que el valor de mercado. Actualmente, Edenor tiene un valor aproximado de U$ 167 millones en la bolsa y Pampa vendió el 51% a U$ 100 millones.
Pampa Energía adquirió Edenor en 2005 y es su controlante desde hace 15 años. Durante su gestión se redujo la deuda de la compañía de U$ 500 a U$ 100 millones aproximadamente y se eliminó un juicio millonario que la compañía tenía en el CIADI contra el Estado argentino por más de más de U$ 900 millones.
Pampa refirió que “en estos 15 años, Edenor nunca repartió dividendos a sus accionistas, por lo que nunca retiró ganancias de la compañía, reinvirtiendo absolutamente todos los ingresos en mejoras a la red y recuperando de forma significativa los estándares de servicio”. En 2020, a pesar de las dificultades (por la pandemia del Covid 19), la satisfacción de sus más de 9 millones de usuarios se incrementó hasta un 82,1% de aprobación, destacó.
Esta venta forma parte del ambicioso plan de Pampa Energía de enfocar sus inversiones en la expansión de capacidad instalada para la generación de energía eléctrica y la exploración y producción de gas, con especial énfasis en el desarrollo de sus reservas no convencionales.
En ese sentido, habiendo sido adjudicada en el marco del Plan Gas.Ar con un volumen base de 4,9 millones de metros cúbicos día y un incremento de 1 millón de m3/día en el período invernal durante los próximos 4 años.
Para alcanzar esta mayor producción, que permitirá al país ahorrar reservas y abastecer al mercado durante los picos de consumo, Pampa remarcó que invertirá U$ 250 millones. A su vez, la compañía destinará U$ 200 millones en el cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada de Barragán.
La Secretaría de Energía de la Nación decidió convocar a una audiencia pública para el 15 de marzo en la cual se considerará el costo del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y las proporciones que de tal costo serán a cargo del Estado nacional a través de subsidios, y de los usuarios.
La convocatoria será oficializada a través de la publicación de la Resolución 117/2021 SE que lleva la firma del Secretario del área, Darío Martinez, y la Audiencia se desarrollará a partir de las 10:00 horas a través de la plataforma “Webex”.
Podrá participar toda persona humana o jurídica, pública o privada, y deberán inscribirse hasta 2 (DOS) días hábiles previos a su realización, a través de un formulario disponible en el sitio web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.e
El informe técnico que se expondrá en la Audiencia Pública, elaborado por la Secretaría, estará a disposición de quienes estén interesados, en la página web de la Secretaría: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.
El Secretario Darío Martínez destacó que la Audiencia Pública será ámbito para analizar en un proceso participativo el costo del gas, y la proporción del cual se hará cargo el Estado.
Esto, en el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino –Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, denominado Plan Gas.Ar, que busca abastecer con gas natural de producción nacional a las usuarias y usuarios, reemplazando paulatinamente fuentes importadas y más caras de ese fluido, se indicó.
Energía llevará adelante la Audiencia Pública como punto de partida insoslayable para discutir y debatir las tarifas.
El Secretario de Energía declaró que “creemos que es sumamente importante asegurar la transparencia en la toma de decisiones que afectan el interés común de la ciudadanía, como lo es el costo del componente gas natural que pasa a la tarifa, que debe adecuarse al salario de las argentinas y los argentinos, y no al revés”.
Otros costos del servicio, referidos al transporte y a la distribución del gas natural por redes domiciliarias están siendo analizados por el ente regulador ENARGAS y serán resueltos en las próximas semanas.
En tal sentido, las empresas transportadoras y distribuidoras (TGN, TGS, Metrogás, Naturgy, Camuzzi,) suministraron al Organismo regulador una serie de datos referidos a los costos de tales servicios (inversión y operación) para su evaluación y la actualización del componente VAD en las facturas.
Parte de dicho costo podrá no ser trasladado a la factura pero deberá ser cubierto con subsidio estatal, en el marco de la política tarifaria que el gobierno defina para los servicios públicos (gas, electricidad, transporte).
Algunos trascendidos de los últimos días refirieron que el ajuste de tales componentes no superaría el 9 por ciento, en el contexto de las “tarifas de transición” a partir de abril, anunciadas por el gobierno, hasta tanto se avance en el procedimiento de Revisión Tarifaria Integral (RTI) a concretar en un plazo de hasta dos años.
Cabe consignar al respecto declaraciones recientes del ministro de Economía, Martín Guzman, señalando que “el cuadro tarifario que había dispuesto la administración de Juntos por el Cambio va a ser reemplazado porque no lo consideramos razonable”.
Y puntualizó que “las tarifas se van a enmarcar en lo que establece la Ley de Presupuesto”, lo cual implica límites en materia de subsidios, en función del cumplimiento de metas fiscales para el año en curso.
En lo que respecta al gas natural, el gobierno nacional dictó el Decreto 892/2020 que aprobó el Plan Gas Ar mencionado, que tiene como uno de sus objetivos “establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural” y deja a cargo de la Secretaría de Energía la reglamentación de la discusión y los mecanismos de participación ciudadana poniendo en debate la proporción del costo del Gas Natural que tomará su cargo el Estado.
El secretario Darío Martínez recalcó que “es necesario que la ciudadanía se sume a este tipo de instancias, por lo que se habilitarán centros de participación con herramientas tecnológicas para que todos los interesados e interesadas puedan acceder a la audiencia”.
El Informe Final de la Audiencia Pública será publicado mediante aviso en el Boletín Oficial y en la página web de la Secretaría.
YPF, compañía que por lejos tiene la mayor participación en el dowstream local, precisó que “no implementó un aumento general de precios” de sus combustibles, al tiempo que explicó que “las modificaciones, tanto a la suba como a la baja” (en torno al 1,2%), que se reflejaron en las primeras horas del lunes 15/2, “responden a un reordenamiento del último aumento, que busca achicar la brecha de precios con la competencia”, y además reducir la diferencia entre capitales e interiores de algunas provincias”.
“Como consecuencia de haber aumentado menos los precios que la competencia durante el año, se generó una presión de demanda que se busca corregir”, describió la petrolera. Cabe referir que a mitad de enero YPF subió sus precios en torno al 3,5% mientras que Shell y Axion los aumentó en hasta el 6 por ciento.
Los datos más recientes ubican a YPF con una participación de casi 60% en las ventas de naftas, y del 57 % en las del gasoil. Las otras marcas no mastican vidrio y reconocen sus límites para no ceder más mercado.
Esto arrojó como resultado que los precios de las naftas y gasoils de YPF subieran en lunes carnaval el 1,2 % en estaciones de servicio ubicadas en el AMBA y en capitales de provincia, en tanto que bajaron en proporciones similares en lugares “donde la brecha entre las ciudades del interior y la capital de provincia era mayor al 2 por ciento”.
Al respecto, la petrolera puntualizó que “no se movieron precios en los corredores Norte y General Paz de la CABA, al tiempo que se bajaron precios” en diversas ciudades de las provincias de Mendoza, Córdoba, Santa Fe, Santa Cruz, Neuquén, Río Negro y Entre Ríos.
Así las cosas, y a modo de referencia, los precios de los combustibles en bocas de expendio YPF ubicadas en la CABA son de $ 74,60 para la nafta Súper; 85,70 pesos el litro de Infinia Nafta; de $ 70,20 para el Diesel500; y de $ 82,40 para el litro de Infinia Diesel.
Estos movimientos a modo de ”reordenamiento” del último aumento referido aparece enmarcado por una serie de ajustes a la suba que los combustibles líquidos han registrado en los últimos seis meses por las actualizaciones de la carga impositiva que grava a este rubro, por la incidencia de la suba parcial de los precios de los biocombustibles que se utilizan para el corte proporcional de estos derivados, y por la variación de los precios del crudo y su relación con el dólar-peso.
Ello, un contexto internacional de suba en la cotización del petróleo que ubica al barril del WTI en los U$ 60 dólares, y en casi U$ 63 al crudo Brent.
Para YPF y para petroleras de otras marcas con importante presencia en el mercado local, la persistencia de dicha evolución alcista del crudo internacional incidirá en una posible y próxima actualización de precios a nivel local, para no acentuar retrasos que algunos calculan no menos del 10 por ciento.
A ello se suman proyectadas nuevas actualizaciones de los precios de los biocombustibles durante el próximo trimestre, y en marzo para los impuestos (ICL y CO2).
El mercado local de combustibles viene de atravesar un 2020 con muy fuerte caída de la demanda en los primeros meses de la pandemia, y una paulatina recuperación desde el tercer trimestre, aunque el año cerró con una merma de ventas cercana al 20 por ciento contra 2019.
La lenta recuperación de la actividad económica y del tránsito de personas ilusiona a la industria petrolera y a los expendedores de combustibles para el 2021, pensado como postpandemia.
La incidencia relativa de este rubro en la evolución de la inflación, y la deriva hacia las elecciones legislativas de medio término, detonarán las próximas decisiones del gobierno. Igual que con las tarifas de servicios públicos.
El Ministro de Interior, Eduardo De Pedro, y el Secretario de Energía, Darío Martínez, recorrieron junto al Gobernador de Corrientes, Gustavo Valdés, y autoridades de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), las obras de maquinización de la Central que se construye para el aprovechamiento hidroeléctrico del brazo Aña Cuá.
La casa de máquinas alojará a tres turbinas generadoras tipo Kaplan que totalizan 276 Megavatios y permitirá incrementar hasta el 10 por ciento la capacidad de producción de energía de Yacyretá.
Durante la visita observaron los avances de los trabajos y el Gerente de Aña Cuá, Fabián Ríos, brindó detalles técnicos de la obra. Esta Central permitirá aprovechar el caudal de más de 1.000 metros cúbicos por segundo de agua que actualmente pasa por el vertedero.
La maquinización del brazo Aña Cuá se integra al complejo hidroeléctrico de la EBY que cuenta con 20 unidades generadoras y la convirtieron en la mayor central hidroeléctrica de la Argentina.
Las obras para el aprovechamiento del vertedero Añá Cuá tienen un plazo de ejecución de cuatro años, se estima que promuevan la creación de al menos 3 mil nuevos puestos de trabajo (entre directos e indirectos) y dinamicen la economía de las localidades de Ituzaingó y Ayolas, situadas en ambos márgenes del brazo.
Al respecto, técnicos de la EBY detallaron al Ministro y al Secretario el programa de rehabilitación del parque generador de Yacyretá, proceso que posibilitó la puesta en funcionamiento, el 23 de diciembre último, de las turbinas U1 y U3, reacondicionadas luego de 26 años de servicio.
En los últimos días se alcanzaron récords de generación a través de la puesta en servicio de las 20 unidades y del aumento en el caudal del Río Paraná, potenciando el aporte de energía limpia y sustentable al sistema eléctrico argentino.
Las obras civiles para la ampliación de la Hidroeléctrica Yacyretá con la maquinización del vertedero Añá Cuá, se iniciaron en junio de 2020 y se están ejecutando con recursos propios de la EBY con un presupuesto de 390 millones de dólares.
Los trabajos están a cargo del consorcio integrado por las empresas Ansaldi, Rovella-Carranza y Tecnoedil, con gerenciamientos a cargo de los Estados miembros de la EBY.
En forma previa a la visita a Yacyretá, los funcionarios nacionales y provinciales recorrieron la central térmica a base biomasa forestal “CT Garruchos” en la ciudad de Gobernador Virasoro, planta que pertenece a la empresa Fuentes Renovables de Energía S.A. (FRESA).
Cuenta con una capacidad instalada de 40 MW que aporta al Sistema Interconectado Nacional. Representa el 14% de la energía consumida por la provincia de Corrientes a través de la interconexión con la Línea de Alta Tensión de 132 Kv de Rincón Santa María y la Estación Transformadora Gobernador Virasoro.
La visita del secretario de Energía a Corrientes se encuadra en la ronda de diálogos por el Plan de Desarrollo Federal, que vienen realizando a lo largo del país los funcionarios del gabinete del gobierno nacional.
El secretario de Energía, Darío Martínez , y José Ignacio De Mendiguren, presidente del BICE, repasaron las obras de infraestructura energética que integran los fidecomisos de la institución con vistas a garantizar la continuidad de su financiamiento e impulsar su ejecución.
“Vamos a trabajar de manera coordinada para construir una Argentina más federal. El BICE va a ser una herramienta importante en ese sentido”, expresó el Secretario al finalizar una reunión acerca de la cual De Mendiguren agregó que “estuvimos repasando todos los fideicomisos que el BICE tiene en el sector energético, son inversiones muy importantes, y hemos convenido agilizarlas para que todas las obras pendientes tengan mayor rapidez para su ejecución”.
El Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) es una institución de la banca pública nacional orientada a financiar a los sectores productivos, las pequeñas y medianas empresas y el desarrollo regional. Además, gestiona los fideicomisos de las obras de infraestructura de carácter estratégico para el país.
El presidente de la Nación, Alberto Fernández, ratificó la continuidad de la política industrial referida a la producción de biocombustibles para su utilización en el corte proporcional de baftas y gasoils en el mercado interno y también para incrementar las exportaciones en ése rubro.
“Revisar la Ley de Biocombustibles no es para anularla sino para mejorarla, para producir más y mejor, y para que haya más empleo en la región donde se desarrolla la actividad, en beneficio de todos”, refirió el Presidente ante empresarios de las regiones NOA y NEA .
La ratificación fue saludada con aplausos ya que significa que se avanzará con el trámite de prórroga de la Ley, que vence en mayo, tema que ya cuenta con la aprobación del Senado de la Nación, restando ahora su tratamiento en Diputados.
Fernández enmarcó el anuncio, realizado en Tucumán, en la decisión política de impulsar el desarrollo industrial en el norte del país “que se ha visto relegado respecto a otras regiones, situación que hay que revertir para que quienes viven en esta región no tengan que irse a buscar mejores posibilidades en otras provincias o grandes ciudadees , donde muchas veces no consiguen lo que necesitan para vivir mejor”.
“El norte del país no debe preocuparse porque la industria de los biocombustibles va a continuar y va a crecer”, afirmó.
Antes de tales declaraciones públicas el Presidente Fernández mantuvo una reunión con los 10 presidentes de las Uniones Industriales del NOA y NEA (UNINOA) “donde pidieron al gobierno Nacional la implementación de medidas políticas y fiscales que incentiven la generación de nuevos empleos y el sostenimiento de los existentes, a los fines de evitar el flujo migratorio a las grandes urbes y repoblar el Norte Grande”, refirió un comunicado de los empresarios.
El encuentro se realizó en la localidad de San Javier, y los industriales plantearon su interés en una serie de temas sectoriales:
• La prórroga de la Ley de Biocombustibles.
• Reglamentación de la Ley 27.541, arts. 9 a 12 (pago de impuestos con parte de los aportes patronales).
• Reducción de un 20% sobre las tasas de créditos de fomento a las industrias que se paga en la zona AMBA.
• Normativas de políticas fiscales diferenciales para el Norte Argentino.
De la reunión también participaron el Ministro de Economía, Martín Guzmán, Jorge Neme, secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Cancillería y el Gobernador de Tucumán, Juan Manzur.
Con relación a la Ley de Biocombustibles, Jorge Rocchia Ferro, Presidente de la Unión Industrial de Tucumán expresó que “la reunión con el Presidente Fernández ha sido muy positiva. Nos ha prometido y confirmó que va a continuar el programa de Biocombustible. Nos dijo que la política de Estado es la continuidad de la mezcla de biocombustibles”.
Alberto Fernández viajó acompañado por el jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y los ministros de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; y de Interior, Eduardo “Wado” de Pedro.
También participaron del encuentro los presidentes de las Uniones Industriales de Catamarca, Carlos Muia; Chaco, Andrés Irigoyen; Corrientes, Julio Galvez; Formosa, Jorge Antueno; Jujuy, Nilo Carrion; La Rioja, Bogos Ekserciyan; Misiones, Jose Luis Coll; Santiago del Estero, Jose Maria Cantos (H); y Catalina Lonac, empresaria azucarera.
La serie de Netflix “Lyllihammer” es una ventana franca para conocer la vida y hábitos del noruego común y un fiel espejo en donde se refleja la imagen que los noruegos tienen de sí mismos.
Sin espoliar la serie, lo primero que nos muestra es una vida apacible en un pueblo del centro de Noruega –Lillyhammer—donde su gente vive sin mucho estrés en comparación con las grandes capitales de Europa y donde pocos trabajan mucho: un alto porcentaje vive de la distribución de las rentas del estado noruego.“El subsidio sólo me alcanza para pagar la vivienda, la comida, el transporte y el celular” dice uno de los más haraganes protagonistas de la serie. La pregunta que surge es ¿cómo es que esta sociedad puede sostener ese ritmo y calidad de vida sin que la declaren populista?
La clave está en el petróleo. Con una población de 5,3 millones de habitantes la producción de crudo en 2020 se estima en 1,74 MMbb/d, mientras que la producción de gas natural superó los 117,100 MMm3/d.
Ese volumen de producción y los enormes ingresos que generan, los aprovechan para mantener y reforzar su fondo soberano, el mayor del mundo.
El estatal Norges Bank Investment Management (NBIM) es la unidad del Banco de Noruega que gestiona el fondo, que invierte en más de 9.000 compañías en 73 países, y que al 30 de septiembre pasado tenía un patrimonio de 950.000 millones de euros.
El Norges Bank, obtuvo el año pasado un beneficio de 101.702 millones de euros a pesar de obtener una rentabilidad media del 10,2%, frente al 19,95% de 2019.
La inversión en acciones, que representó el 72,8% de la cartera del fondo noruego al cierre del ejercicio, reportó a la entidad una rentabilidad del 12,1% en 2020, mientras que las posiciones de renta fija, el 24,7% del total, permitieron gana un 7,5%. Por su parte, las inversiones inmobiliarias del fondo, que suponen el 2,5% del total, ofrecieron una rentabilidad negativa del 0,1%.
“Pese a que la pandemia ha dejado su marca en 2020, ha sido otro buen año para el fondo. El retorno en 2020 ha sido el segundo más alto desde 1998”, dijo el presidente del consejo de Norges Bank, Oystein Olsen. Al 31 de diciembre, el valor del fondo era de 1,037 billones de euros, frente a los 959.424 millones de euros de un año antes. “Las empresas de tecnología tuvieron el mayor retorno en 2020, con un 41,9%. Esto se debe principalmente a que la pandemia ha resultado en un incremento masivo de la demanda de productos ‘online’ para trabajar, educativos, de comercio y de entretenimiento” subrayó Oysten.
Los impuestos en Noruega
A pesar de la riqueza exhorbitante de Noruega y frente a una relativa exigua población, los militantes de la resistencia fiscal encuentran en Noruega un verdadero Waterloo. Las sociedades comerciales abonan un 28% de impuestos sobre las ganancias y las compañías petroleras –estatales están sometidas a un gravamen del 50% sobre los ingresos derivados de la extracción, procesamiento y transporte del crudo. Al final, las ganancias de capital están también gravadas con otro 28%.
El impuesto a la renta varía según el nivel de ingresos: generalmente es de un 28% sobre la renta ordinaria, más un 7,8% sobre los ingresos brutos (para la seguridad social). Además, se paga un 9% sobre los ingresos personales por encima de 45.000 euros anuales y un 12% extra sobre los ingresos superiores a los 71.00 euros.
El porcentaje del IVA es del 25% para los bienes y servicios. Existen, sin embargo, porcentajes reducidos del 15%, el 8% y hasta el 0%, dependiendo de la función social del bien.
Riqueza
Hasta 1970, Noruega era considerado un país pobre muy incluso por debajo de la Argentina cuyo sector más poderoso era la pesca. Sin embargo, cincuenta años después Noruega es el país más rico del mundo con una renta per cápita de más de 67.000 dólares.
Petróleo y una gestión excelente son las claves que han conducido a este país a convertirse en un modelo para otras naciones. Según destacan los expertos de Credit Suisse en uno de sus últimos informes, “Noruega fue una vez un país pobre, con un clima muy duro y cuya principal fuente de ingresos procedía de la exportación de pescado”.
Hoy Noruega es uno de los mayores exportadores de petróleo y gas del mundo, y gracias a ello ingresa miles de millones de euros cada año. En 1969 se perforó el primer pozo off shore y ningún noruego sospechaba que el hallazgo se convertiría en un negocio tan grande. Atinadamente, las autorides crearon el Government Pension Fund Global, un fondo soberano de riqueza con el que el gobierno inviertió los ingresos del petróleo en acciones, bonos e inmuebles para diversificar la riqueza del país.
De este modo, Noruega devino en un referente para muchos países que cuentan con grandes recursos naturales pero que no supieron gestionarlos.Enfermedad HolandesaNoruega ha sido capaz de esquivar el “mal holandés”.
Una enfermedad que puede hundir a varios sectores de una economía por la apreciación de la divisa local. Cuando un país comienza a exportar una materia prima de forma masiva, el influjo de capitales aprecia la divisa, esta situación suele erosionar la ‘competitividad’ de otros sectores de la economía que dejan de exportar.
Holanda fue el protagonista de este mal después de encontrar grandes reservas de gas natural en 1960 y ta vez por eso, Noruega mantiene su moneda, la corona noruega, como instrumento de poder cancelatorio. Es por eso que gran parte de los ingresos obtenidos por el petróleo son rápidamente convertidos en divisas extranjeras, lo que mitiga en parte el efecto.
Una muestra de la fortaleza y presencia del estado noruego en todos los ámbitos de la vida noruega es la televisión abierta, totalmente pública y del estado —no está permitida la televisión privada en canales abiertos— así como también las comunicaciones como Internet, la radio o los trenes, que pertenecen al Estado.
Del mismo modo sucede con la educación, que también es controlada por el Estado y totalmente gratuita en todos los niveles, con sólo unas pocas escuelas privadas. En total, el gobierno controla el 31,6 % de las empresas que cotizan en bolsa y es habitual que tenga alguna participación en el resto.
La Entidad Binacional Yacyretá (EBY), informó que la Central Hidroeléctrica registró en los últimos días nuevos récords en la generación de energía, alcanzando así la “Potencia Máxima Instantánea”, “Potencia Media Horaria” y “Suministro Diario de Energía”, a través de la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras y el aumento en el caudal del Río Paraná.
Este último aspecto resulta relevante considerando que la cuenca que aporta a esta hidroeléctrica vino registrando muy bajos volúmenes de agua en los últimos meses.
En el caso de “Potencia Máxima Instantánea”, se registraron récords por encima de los 3.000 MW, y en cuanto a “Suministro diario de Energía de la Central hacia ambos sistemas eléctricos” se registró un récord de 71.570 MWh y una “Potencia Media Horaria’’ de 2.984 MW.
Además, se registró un récord de “Suministro Diario de Energía de la Central hacia el sistema argentino (SADI)” alcanzando los 68.966 MWh.
Desde la EBY se destacó que “estos logros se alcanzaron por la capacidad y profesionalismo de los trabajadores, que a pesar de todas las restricciones impuestas por la actual situación de pandemia, cumplieron con la puesta en marcha de todas las turbinas que componen el parque generador.
Con relación al canje de bonos emitidos por YPF, que procura reestructurar plazos de pago de una deuda por 6.200 millones de dólares, fuentes de la compañía indicaron que la operación tiene preestablecida una fecha de aceptación que sería el lunes próximo.
En ése momento la energética tiene previsto divulgar el resultado de la propuesta formulada a los tenedores de los bonos comprendidos en la operación. En este sentido es clave saber si logra posponer un vencimiento por U$ 413 millones que opera en marzo próximo.
En los últimos días la actitud asumida ante las propuestas (mejoradas) de YPF por parte de los varios fondos de inversión acreedores ha sido diversa y compleja.
Entre los mayores tenedores de esos bonos se cuentan Fidelity, Ashmore, y BlackRock.
La Secretaría de Energía renovó el equipo de funcionarios a cargo del proyecto de energías renovables en mercados rurales PERMER, cuya nueva coordinadora es Analía García, planificadora regional especializada en desarrollo energético.
La nueva conformación, se indicó, “se asienta en una metodología de trabajo federal, que incorpora referentes regionales para liderar el proceso de seguimiento de proyectos”.
Entre sus objetivos estará el desarrollo de estrategias para motorizar cadenas de valor provinciales y nacionales en la provisión de insumos de energías renovables, incluyendo la contratación de mano de obra y empresas locales para los servicios logísticos y la instalación de equipos. Asimismo, se buscará fomentar el diseño de nuevas iniciativas a partir de procesos participativos con distintas organizaciones y con comunidades indígenas.
Entre los proyectos que se encuentran en desarrollo destaca la instalación de microrredes híbridas para abastecer de energía a pequeñas poblaciones que se encuentran fuera del alcance del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Además, se continúa con la provisión de energía eléctrica para hogares, escuelas y centros de atención primaria de salud en el ámbito rural. En los centros de salud, se incorporarán colectores para la provisión de agua caliente y equipos fotovoltaicos para la iluminación y los sistemas de refrigerio de vacunas y medicamentos.
Respecto a las aplicaciones para usos productivos, el equipo de PERMER avanza en la confección de pliegos para obras de bombeo solar, en otro trabajo conjunto con INTA.
Analía García es investigadora del CONICET y cuenta con un posdoctorado en el Massachusets Institute of Technology (MIT), posee experiencia en la conducción de equipos en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Fundación YPF, instituciones en las cuales lideró programas de desarrollo sustentable en ciudades y regiones extractivas. Conoce en profundidad el sector energético en América Latina, así como la agenda para el desarrollo sostenible necesaria para impulsar la transición energética.
El Secretario de Energía, Darío Martínez, destacó que “con el PERMER muchos hogares, escuelas e instituciones del ámbito rural van a poder tener acceso a la electricidad mediante fuentes renovables. Seguimos trabajando por una Argentina más federal”.
Por su parte, Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, sostuvo que “PERMER promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico con atención al cuidado del medioambiente, a partir de la electrificación de hogares, escuelas y pequeños emprendimientos productivos en el ámbito rural por medio de fuentes de energía renovables”.
El PERMER concretó su primera licitación del año recibiendo tres ofertas para la compra de 5.428 boyeros solares destinados a beneficiarios de 19 provincias. La apertura de los sobres se desarrolló en el Salón Negro del Ministerio de Economía de la Nación.
Los licitantes fueron las empresas FIASA (Fábrica de Implementos Agrícolas S.A), AUTOTROL S.A y LUBRISIDER S.A. Los montos oscilan entre los 906 mil dólares por un lote hasta los 5 millones de dólares por los cuatro lotes que conforman la licitación. Autoridades del PERMER, del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA) y de la Secretaría de Energía se encuentran en el proceso de evaluación de las ofertas recibidas.
Los boyeros solares se entregarán a pequeños agricultores para electrificar los alambrados utilizados para la cría de ganado en Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Mendoza, Neuquén, Rio Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz, Santa Fe, Santiago del Estero y Tucumán. Cada equipo cuenta con una batería, un panel solar integrado y los accesorios necesarios para su funcionamiento eficiente.
Juan Martin Emiliozzi (Advisor) – Juan Tripier (Senior Manager)
First Capital Group
.- Sin lugar a dudas, la incertidumbre es lo que ha marcado el último año atípico no solo para la industria del Oil & Gas, sino para toda la economía mundial. El Covid-19 fue el tema más influyente e inesperado del año, y dejo sectores ganadores y perdedores.
La extrema volatilidad generada por la pandemia, llevó al precio del petróleo a cotizar por primera vez en valores negativos, dado que la cuarentena impuesta por los gobiernos hizo que la demanda de petróleo se vea muy retraída. Los últimos datos están mostrando una caída de un poco más del 10% de la demanda global del petróleo y se espera que recién para 2023 se llegue a niveles pre pandemia.
También hay que destacar que la pandemia ha acelerado el proceso de cambio de utilización de energía, incrementando la atención en los renovables. Inclusive, el estancamiento de la demanda hizo que muchas refinerías estadounidenses y europeas conviertan sus plantas para producir biocombustibles – sin dudas estamos ante tiempos de adaptación y cambios.
Dado el complejo contexto, y considerando que muchas veces los ciclos de crisis / precios de commodities bajos potencian movimientos y reestructuraciones corporativas, presentamos a continuación un panorama de lo que fue la actividad de M&A (fusiones y adquisiciones según sus siglas en inglés) durante la pandemia.
Panorama M&A a Nivel Global
A nivel mundial durante el año 2020 se registraron +700 deals de M&A por un valor mayor a USD 400bn (en base a datos de Refinitiv/Dealogic/PwC). Estos valores representan una baja de aproximadamente 15%-20% en comparación con el año 2019 – una caída muy acentuada. La palabra clave fue consolidación, dado que grandes grupos buscaron combinarse para reducir/optimizar sus estructuras de costos y crear economías de escala y sinergias.
Algunos casos relevantes incluyeron Chevron/Noble Energy (USD 5bn), ConocoPhillips/Concho Resources (USD 10bn), Devon/WPX (USD 6bn). Hasta Exxon Mobil y Chevron en algún momento discutieron llevar adelante una mega-combinación (que finalmente no prosperó).
También hubieron grandes ventas de activos por necesidad, por ejemplo BP vendió su negocio de petroquímicos a la también británica INEOS por USD 5bn. China por su parte realizó reestructuraciones societarias entre sus empresas estatales, siendo el caso más emblemático el de la recién creada Pipechina que adquirió activos de midstream de Petrochina/Sinopec por más de USD 50bn – atención a una nueva oleada de adquisiciones chinas a nivel internacional.
Panorama M&A a Nivel LATAM
Primero hay que tomar en cuenta que el impacto de la cuarentena en la región no fue homogéneo, hubo países como Argentina y Perú donde el PBI se contrajo 11% y 12% respectivamente (dejando de lado Venezuela), y países como Brasil, Chile, y Uruguay que la caída fue prácticamente la mitad. Los niveles bajos de actividad generaron una disminución de las inversiones de capital en la industria, lo que a su vez impacto sobre los flujos de M&A.
Hay que tomar en cuenta, que la actividad de M&A en LATAM no es tan versátil, variando de país en país, y tiene características diferentes a la de otras regiones. Mientras que en USA la baja del precio del petróleo disparó una ola de fusiones/consolidaciones para que las empresas sobrevivan, en LATAM los mercados están menos fragmentados, y en general solo recurren grandes empresas, observándose mayormente disposiciones de activos para ganar liquidez.
A nivel de países, desde 2015 Brasil, Argentina y Colombia han sido los principales destinos de M&A en la región – registrando en ese periodo un total de USD 36.000 millones en +190 deals.
En el caso puntual de 2020, después de venir de un 2019 muy bueno en términos de valores operados de M&A, fue el año más bajo en el último lustro en términos de values alcanzando aproximadamente USD 2.400 millones.
Brasil fue el país más activo con más de 17 transacciones y más de USD 1.100 millones en valores operados, secundado por Colombia con un poco más de USD 850 millones (2 deals). El caso de Colombia es interesante, ya que con una postura “market friendly”, en el último tiempo logró duplicar su producción y convertirse en un destino relevante para inversión de M&A. En tercer lugar estuvo Argentina con más de USD 400 millones (8 deals).
Algunas de las transacciones más relevantes incluyeron: La compra de activos de producción onshore en Colombia por parte del fondo Carlyle Group a su coterránea Occidental Petroleum (Oxy) por USD 825 millones realizada en el mes de octubre. La transacción forma parte de un plan de desinversión de Oxy a nivel internacional. En el mes de diciembre, Petrobras anunció la venta a Ouro Preto Energia Onshore (filial de 3R Petroleum) de 14 campos onshore ubicados en el estado de Bahia. El monto de la transacción fue de USD 250 millones. La adquisición del 10% restante de Transportadora Asociada de Gas (TAG) por parte de Engie y CDPQ de Canadá por casi USD 190 millones. Con esta adquisición CDPQ y Engie completa el 100% de TAG, ya que en 2019 habían adquirido el 90% en un mega deal de casi USD 9bn. Se observó un fuerte componente estacional. Con la mayor parte de las transacciones ocurriendo antes de la pandemia o hacia fines de año.
Panorama de M&A a nivel de Argentina
En el plano local, la cuarentena extendida, la polarización política y una crisis económica y financiera que se viene arrastrando desde el año 2018 y que no tiene un claro plan de salida, influyeron negativamente sobre las decisiones de inversión. Desde antes de la pandemia los inversores ya estaban en una postura de ‘wait and see’ y muchas transacciones ‘on-hold’.
A esto se le suma que el 2020 fue un año movido para las multinacionales operando en Argentina, con muchos anuncios de salida y/o recortes. Esto todavía no ha llegado al sector de oil & gas, pero hay que estar atentos ante posibles anuncios. Si bien el sector energético tradicionalmente ha sido uno de los principales impulsores del M&A en el país, el 2020 fue la excepción, con un flujo bajo de operaciones (y concentradas mayormente antes de la pandemia) – indicador de los altos niveles de incertidumbre que existen en el sector.
Entre las operaciones más relevantes del sector se encuentran: En enero la multinacional de servicios petroleros Schlumberger concreto la venta de su participación accionaria (49%) que mantenía junto a YPF en el Bloque Bandurria Sur, en Vaca Muerta. La compra de la participación fue realizada por Equinor y su socio Shell en partes iguales y por un valor de USD 355 millones. En enero la noruega Interoil Exploration Oil & Gas adquirió la participación de la empresa Roch en los Bloques Campo Bremen, Moy Aike, Chorrillos, Océano y Palermo Aike. Con esta operación Roch se retira de la provincia de Santa Cruz y concentra sus operaciones en otras tres provincias (Tierra del Fuego, Neuquén y Mendoza). En enero Raizen Gas (Shell Gas) especializada en la comercialización y distribución de gas licuado y petróleo vendió la totalidad de las acciones a Italgas, compañía argentina originaria de Rosario.
Un punto a tener en cuenta es el proceso de reestructuración de deuda que está llevando a cabo YPF. Al ser la principal petrolera de Argentina, con una presencia muy activa en Vaca Muerta, un canje exitoso será clave en cuanto a las perspectivas futuras del sector.
Perspectivas para el 2021
Crisis global sin precedentes y segunda ola. Lo que nos vuelve a enseñar este año atípico es que a pesar de la crisis y el párate económico, la vida y los negocios continúan. Sin embargo a raíz de la segunda ola, y aun con las incipientes campañas de vacunación en el mundo, el 2021 empieza con una nueva ráfaga de incertidumbre. El M&A es una actividad que en general necesita cierta estabilidad macroeconómica, por lo cual es probable que se repita un año similar al 2020 con deals reactivos de adaptación, con algún repunte hacia los últimos meses del 2021, cuando haya mayor previsibilidad acerca del futuro. El mercado necesita señales positivas. En un contexto global tan complejo como el actual y con mercados que se manejan con un alto componente de expectativas, más que nunca es importante que se envíen señales positivas que promulguen estabilidad y sirvan para atraer inversiones en el sector de Oil & Gas.
Hay que dejar de lado la política, y optar por el pragmatismo en lo económico, apuntando a generar estabilidad y optimismo. Si bien es un año donde se espera cierta recuperación económica – siendo a su vez un año electoral – sino se genera un plan para el sector con reglas claras, la volatilidad y la desconfianza continuarán, impactando directamente sobre los niveles de inversión. Distressed y necesidad de liquidez. En el contexto actual muchas compañías del sector han sido afectadas a nivel financiero. Esto hará que continúe la necesidad de transacciones del tipo distressed a partir del cual activos o empresas necesiten reestructurar su operación y pasivos. Dentro de este marco podríamos ver a grandes grupos locales buscando desprenderse de activos no estratégicos para afianzar su liquidez. Oportunidad para captar pesos. El panorama indica que seguirá habiendo exceso de pesos en el mercado, con expectativas devaluatorias de la moneda. En este sentido, todo negocio que sirva para absorber pesos y ofrezca cobertura cambiaria continuará siendo atractivo en 2021. En este sentido el sector de Oil & Gas puede ser muy atractivo. Seamos Positivos. El contexto se encuentra en un cuadro de monitoreo constante. A partir de marzo/abril, luego de los ‘100 días’, se podrá vislumbrar las posibilidades y oportunidades que el mercado local brinde. Analizar y monitorear será la consigna para los próximos meses. Recordemos que Argentina es la tercera economía más grande de LATAM, y Vaca Muerta es uno de los depósitos de Shale más grandes del mundo, así que más allá de las distintas crisis, Argentina es y será siempre un mercado relevante. Oportunidades siempre hay…
Con una inversión cercana a los 120 millones de dólares y una potencia instalada de 83 megavatios, comenzó a generar el Parque Eólico Chubut Norte IV , proyecto conjunto de Genneia y Pan American Energy que acaba de recibir la habilitación comercial de CAMMESA.
Situado en cercanías de la ciudad de Puerto Madryn, el parque eólico Chubut Norte IV cuenta con 19 aerogeneradores Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país y fueron instalados a lo largo de una superficie de 2.696 hectáreas. Producirá energía suficiente para abastecer a más de 130 mil hogares.
La construcción del parque eólico contó con la participación de pymes locales y trabajadores de la región. Asimismo, las torres de hormigón de 120 metros de altura fueron fabricadas íntegramente en la ciudad de Puerto Madryn.
“Estamos orgullosos de seguir aportando energía limpia y eficiente al Sistema Interconectado Nacional, apostando a la calidad privilegiada que presentan los vientos de nuestra Patagonia”, afirmó el presidente de Genneia, Jorge Brito.
El directivo describió que “el proyecto fue adjudicado en la Ronda 2 del RenovAr y, aún frente a los desafíos que surgieron para continuar con las obras, hoy celebramos junto a PAE la capacidad de producir anualmente 399.100 MWh de nueva energía renovable.
De esta forma, contando el Parque Eólico Chubut Norte IV, en los últimos 4 años Genneia puso en marcha 13 proyectos de energías renovables, entre eólicos y solares, generando una potencia instalada de 648MW.
Por su parte, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE, destacó “el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías y de los trabajadores, en particular durante el año 2020” (en el contexto de la pandemia).
Freyre afirmó que “con la puesta en marcha de este nuevo parque consolidamos nuestro crecimiento en el sector de las energías renovables y ratificamos el compromiso con la provincia del Chubut, donde ya contamos con el parque eólico Garayalde” (con una potencia instalada de 24,15 MW).
En tanto, se estima que el proyecto Chubut Norte III, que también desarrollan ambas empresas y se encuentra en su última instancia de construcción, tenga su puesta en marcha a fin del primer trimestre 2021. De esa manera, los Parques Eólicos Chubut Norte III y IV contarán en conjunto con una potencia instalada de 140 MW.
Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica en el país.
La compañía tiene una potencia de 700 MW de energía eólica con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y supera los 780 MW en energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan.
Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW). y tiene en proceso de construcción los proyectos eólicos Chubut Norte III (57 MW) en conjunto con la empresa PAE; y el proyecto Chubut Norte II (26 MW) con destino al Mercado a Término de Energías Renovables, es decir, con destino a clientes privados.
PAE es la primera compañía privada integrada de energía de Argentina y la región. Y desarrolla actividades en los sectores de upstream, midstream, downstream (Axion), generación eléctrica y energías renovables.
Quienes peinan canas, conocen perfectamente que la estabilidad económica de la Argentina es muy parecida a una montaña rusa. A pesar de las constantes crisis, el sector de GNC ha mantenido el liderazgo mundial en cantidad de vehiculos y estaciones de carga y buena parte de los saltos en el crecimiento se produjeron en momentos de crisis económica.
Es asi que en los últimos meses el aumento en el precio de los combustibles líquidos –siempre ligados al del petróleo internacional— volvió a dar un empujón adelante a la industria local, que en medio de la pandemia aumentó el número de conversiones.
Según publicó el sitio Surtidores, especializado en la problemática de los expendedores, la brecha entre el valor del litro de nafta súper y el m3 de GNC alcanzó el 66 por ciento.
Para el presidente de la Cámara Argentina de Productores de Equipos Completos de Gas Automotor (CAPEC), Horacio Magrath, “estamos gratamente sorprendidos por el aumento de la demanda de conversión en todo el país que superó nuestras expectativas”.
Los pronósticos del sector prevén que de no lograrse un sendero de precios del gas natural en boca de pozo, el metro cúbico llegaría a los 60 pesos para mediados de año, aunque no citaron las bases de ese cálculo.
“Es verdad que hay incertidumbre sobre lo que pueda pasar después del 31 de marzo cuando dejen de tener efecto las resoluciones provisorias que la Secretaría de Energía emitiera para asegurar la entrega y el precio pactado con las Estaciones de Servicio y sus distribuidoras”, dijoMagrath.
Campaña
Siempre según Magrath, durante el año pasado, en el marco de la pandemia de Covid, no se pudo llevar adelante una campaña de concientización sobre el uso del GNC, pero adelantó que si las condiciones lo permiten, retomarán iniciativas similares a lo que fue el mensaje de “Pasalo a Gas”, que dio muy buenos resultados en 2018 y 2019, a pesar del congelamiento de precios que tenían los combustibles líquidos.
Por su parte, el presidente de la Cámara de Expendedores de GNC, Enrique Fridman, en declaraciones a surtidores, dijo que el sector analiza la posibilidad de iniciar acciones de promoción para impulsar la utilización del combustible gaseoso. “Seguramente que para el mes de abril, cuando por el Plan Gas cambien las condiciones de comercialización, saldremos con una campaña fuerte explicando los beneficios que brinda a los automovilistas el uso del GNC”, señaló Fridman.
Construcción del discurso
El GNC es un combustible limpio que tiene mala prensa, se lo asocia al trabajo de flete y al turismo “rastrojero”. A pesar de ser uno de los combustibles ambientalmente más limpios, los industriales -con ideas un poco rústicas en marketing- nunca pudieron superar esa valla e imponer un discurso más sutil y atrayente para el público cheto y ecofriendly. Una verdadera lástima, ya que el GNC podría ser un gran rebenque para la doma de los fundamentalistas del ambiente.
En definitiva, el impuslo del sector quedó librado a la suerte de la mano invisible del mercado que durante las crisis obliga a los usuarios a recurrir a las conversiones.“No hay mejor publicidad para el GNC que los aumentos de la nafta”, coinciden los actores del rubro de gas vehicular.
Impulso estatal
El impulso del sector no está sólo. Los dichos de los empresarios coinciden con el lanzamiento de la modernización del sector que lleva adelante el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) regulador del sector gasífero.
El organismo acaba de lanzar unas denominadas “mesas de innovación tecnológica” que buscan actualizar tecnológicamente todos los aspectos del funcionamiento del sistema de gas por redes y esto incluye al GNC. Al respecto, dede el Enargas quieren implemetar un sistema de obleas inteligentes que habiliten la carga de los vehículos con controles más estrictos que la oblea con medidas de seguridada pegadas al parabrisas.
Según un informe disponible en la web del organismo regulador, la gran inversión en tecnología e infraestructura registrada en los últimos años, sumada a la que se prevé para los siguientes, vuelve necesaria una mirada más profunda en torno a los procedimientos y requisitos que deben cumplir tanto las usuarios como las estaciones de carga.
Para la verificación de la habilitación, el Ente busca tecnologías innovadoras y complementarias, que permitan asegurar los requisitos y el cumplimiento de las normas técnicas, de forma previa y en condiciones de habilitación homogéneas y objetivas en cada Estación de Carga.
Transporte limpio
Además de los nuevos sistemas que mejoren la seguridad y el control antes de la carga, el Enargas estudia también corredores “verdes” para transporte pesado y colectivo de pasajeros incorporando al gas natural Gas Natural Licuefaccionado (GNL). El Enargas se viene promoviendo la implementación de proyectos con destino al transporte público de pasajeros, camiones recolectores de residuo propulsados a GNC y también a Gas Natural Licuado (GNL). De este modo, el Gobierno nacional buscará reducir el uso de diésel en la matriz del transporte de cargas y de pasajeros.
Esta transformación de la matriz que busca diversificar el dominio de los combustibles fósiles en el transporte se impone con la premisa de preservar el medio ambiente, disminuir los costos de la logística del país, sumar valor agregado a la producción industrial y tecnológica beneficiando a los fabricantes de Equipos Completos, cilindros, compresores y estaciones de carga.
El impacto de la mejora de estos sectores sin dudas también contribuira a una mejora en la balanza comercial.Pero también el desarrollo de estos combustibles menos contaminantes es una de las alternativas de generación de demanda para el gas incremental de Vaca Muerta, ya que se estima que el desarrollo del nuevo esquema permitiría pasar de la actual demanda de gas para comprimir de casi 7 millones hasta los 23 millones de metros cúbicos diarios.
La provincia de Buenos Aires firmó un acuerdo para la utilización de YPF Ruta para el abastecimiento de combustibles, lubricantes y BOXES.
Además, podrá mejorar el control y la administración de los consumos de su flota vehículos.
En una primera etapa, este acuerdo alcanza a la flota de la Secretaría General de Gobierno y la Jefatura de Gabinete. El mismo acuerdo podrá extenderse al resto de los Ministerios, otros poderes del Estado y Municipios de la provincia de Buenos Aires.
De esta manera, el gobierno provincial podrá generar importantes ahorros en el gasto en combustible, al tener un seguimiento del consumo de cada auto de su flota y acceder a precios diferenciales en los combustibles.
También, permite simplificar administrativamente los procedimientos al consolidar las cargas de combustibles, lubricantes y cambios en Boxes en un solo dispositivo.
YPF Ruta es la evolución tecnológica del programa de servicios para la logística que la compañía operaba con más de 10.000 clientes y 300.000 vehículos adheridos.
Durante la firma estuvieron presentes el Jefe de Gabinete de Ministros de la provincia, Carlos Bianco, el Secretario General de Gobierno de la Provincia de Buenos Aires, Federico Thea, el CEO de YPF, Sergio Affronti, el vicepresidente de Downstream, Mauricio Martin, y el gerente de Departamento de Asuntos Institucionales, Santiago Carreras.
Por tercer año consecutivo, Pampa Energía lideró la generación de electricidad en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3 % del total producido a nivel nacional.
Esta producción se alcanzó a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país, explicó la energética.
En comparación con el año 2019, la generación de Pampa aumentó 6 % y mucho tuvo que ver con este hito la inauguración, en junio de 2020, del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó en una de las más grandes y eficientes usinas del país, con una potencia instalada de 1.243 Megavatios (MW). En ese proyecto, Pampa Energía invirtió 320 millones de dólares.
El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, expresó al respecto que “es un orgullo ser, por tercer año consecutivo, la empresa independiente que más energía eléctrica generó en la Argentina”. “Desde hace 15 años Pampa trabaja e invierte para producir más energía y seguir sumando capacidad instalada al parque nacional”. “Por ello, gracias al esfuerzo de todos nuestros colaboradores, alcanzamos un nuevo hito que contribuye a brindar la energía que el país necesita”.
Actualmente, entre los planes de expansión en cartera, la compañía trabaja junto a YPF en el cierre a Ciclo Combinado en la Central Térmica Ensenada de Barragán, que constituye uno de los proyectos de infraestructura más importantes del país. Se prevé su habilitación en 2022 y una inversión total de 200 millones de dólares, indicó la compañía.
A través de todos sus activos de generación eléctrica, Pampa opera actualmente una potencia instalada de 4.944 MW, y sumará otros 295 MW en la expansión, por lo que la capacidad instalada total ascenderá a 5.239 MW.
Pampa también fue la mayor generadora privada del país, con el 11,9 % y 10,8 % de la energía eléctrica total producida en 2019 y 2018, respectivamente.
Naturgy suma 5 estaciones de carga de GNC a su red, ampliando la misma a 11 establecimientos, ubicados en su área de concesión.
Las estaciones se encuentran situadas en Mercedes, Tres de Febrero, La Matanza y Merlo que se suman a las estaciones de GNC de bandera Naturgy ya existentes, emplazadas en Los Cardales, Gral. Rodríguez, José Ingenieros, Morón, Villa Lynch y Jauregui. En total, la red de estaciones de carga GNC de Naturgy totaliza un volumen de venta mensual de 1.300.000 metros cúbicos.
Al respecto, el Gerente General de Naturgy en Argentina, Alberto González Santos, puntualizó que ”la ampliación de la red de estaciones de carga de GNC refuerza nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas a través de un combustible económico y ambientalmente limpio, siendo la alternativa sustentable para los combustibles líquidos”.
El GNC genera un menor impacto en el medio ambiente, reduciendo las emisiones de monóxido de carbono en un 95%, las de dióxido de carbono en un 25%, y las de óxidos de nitrógeno en un 30%. A su vez, el menor precio del valor del GNC con relación a los demás combustibles permite un ahorro del orden del 50 por ciento.
Desde el año 1992 el grupo Naturgy a través de su distribuidora, Naturgy Ban, y su comercializadora, Natural Energy, asumen el compromiso y responsabilidad de abastecer en su área de concesión a todos los segmentos consumidores de gas natural, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales, 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras.
El secretario de Energía, Darío Martínez, recibió a directivos de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).
En la reunión se procuró avanzar hacia un entendimiento entre las autoridades energéticas y la entidad en torno a la pesificación de la remuneración para los generadores, de acuerdo con lo resuelto en su momento por la Secretaría mediante la Resolución 31/2020.
AGEERA elevó a la subsecretaría de Energía Eléctrica una propuesta al respecto. Se acordó entre las partes analizarla y convocar a un nuevo encuentro con el objetivo de lograr un consenso.
De la reunión también participaron, por parte de Energía, Federico Basualdo (subsecretario de Energía Eléctrica) y Santiago Yanotti (Subsecretario de Coordinación Institucional de Energía).
AGEERA estuvo representada por Gabriel Baldaserre (Presidente), Jorge Ravlich (vicepresidente), Rubén Turenzio, Martín Genesio, Martín Mandarano, Daniel Garrido y Fernando Bonnet.
Sobre el encuentro, el Secretario afirmó: “Buscamos analizar en conjunto con el sector de la generación la situación del sistema en general, para sanearlo con el esfuerzo de todos”.
La petrolera YPF concretó la conexión del pozo más largo de Vaca Muerta en el bloque Bandurria Sur, con casi 7 kilómetros de extensión y 3.890 metros de rama lateral.
Se trata del área en la cual YPF es operadora, detenta 51 por ciento, y sumó como socias hace un año a Shell y Equinor, con 24,5 % cada una (suman el 49% que adquirieron a Schlumberger ), en una operación que les significó una inversión total de 355 millones de dólares.
YPF detalló que hoy tiene 41 equipos activos en Vaca Muerta: 11 de perforación y 30 de terminación de pozos. En enero completó 291 etapas de fractura en esa formación.
La producción de YPF alcanzó los 70.000 barriles de crudo no convencional diarios y unos 6 millones de metros cúbicos de shale y tight gas diarios.
YPF busca duplicar su producción de gas no convencional antes de mayo para cumplir con los compromisos del Plan Gas Ar activado por el gobierno nacional, “una política que va a ser muy positiva para el país”, señaló la empresa de mayoría accionaria estatal.
En la zona de gas YPF ya opera con 7 equipos de perforación. Cabe recordar que, desde el tercer trimestre de 2019, la compañía no tenía equipos en la zona de gas activos.
Hace pocos días la petrolera anunció su plan de inversiones para el 2021que asciende 2.700 millones de dólares, de los cuales 1.300 millones de dólares serán destinados al desarrollo de recursos hidrocarburíferos en reservorios no convencionales.
YPF fue la empresa pionera en el desarrollo del no convencional en el país y en pocos años ubicó a la Argentina como el principal productor de crudo no convencional del mundo, fuera de los Estados Unidos. Desde el año 2013 lleva invertidos más de 9.000 millones de dólares en este rubro de actividad.
Un informe de la compañía refiere que “la operación de YPF en Vaca Muerta registra una notable caída del costo de desarrollo, que equipara sus operaciones a las mejores del mundo”.
Hoy el costo de desarrollo (que compara el costo con la cantidad de barriles que se pueden obtener) ronda los 9 dólares promedio en un pozo horizontal. El break-even de los proyectos de no convencional ronda los 40 dólares el barril.
Asimismo, desarrolla infraestructura para el almacenaje, transporte y facilidades para la producción por más de 3.600 millones de dólares: Planta de Tratamiento de Crudo (PTC), Planta de arenas, y Centrales Termoeléctricas.
Se confirmaron las versiones referidas a cambios en la energética estatal IEASA (Ex Enarsa).
Andrés Cirnigliaro será reemplazado en la presidencia por Agustín Gerez, que desde marzo de 2020 ocupaba el cargo de subgerente general en la empresa, el mismo cargo que ya había ocupado durante la gestión de Julio De Vido al frente del entonces Ministerio de Planificación Federal.
También serán designados directores en IEASA, Víctor Bronstein, Diego Rozengardt, Mariano Barrera y María Belén de los Santos. No trascendieron los motivos de estos cambios.
La demanda de energía eléctrica registró durante el 2020 un descenso de 1,3% comparada con la que se anotó en el año anterior y la baja ocurrió prácticamente en todas las actividades (comercio e industrias –pymes y grandes –), reveló el informe periódico de la fundación Fundelec.
Durante el mes de diciembre último, en tanto, se registró un ascenso de la demanda de electricidad del MEM de 1,5% comparada con la del mismo mes de 2019 (11.159,6 GWh contra 11.130,1 GWh) , luego de un cuatrimestre de caídas pronunciadas: agosto (-6,7%), septiembre (-1,7%), octubre (-3,5%) y noviembre (-4,2%).
Asimismo, se produjo un crecimiento intermensual que llegó al 12,5% dado que en noviembre de 2020 la demanda había sido de 10.090,9 GWh.
En lo que respecta a la demanda residencial de electricidad, ligada en gran medida a la temperatura ambiente y también como resultado de la mayor presencia en los domicilios particulares por la menor movilidad durante la pandemia del COVID, presentó un crecimiento en todos los meses del año. Si bien este tipo de demanda (47% de la demanda global país) presentó un crecimiento promedio del orden del 8%, en los meses de invierno el crecimiento se ubicó arriba del 14%.
Luego de disponerse el aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO) desde el 20 de marzo, la gran demanda presentó una caída promedio del 24% para los meses de abril y mayo. A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO) en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre prácticamente el mismo nivel que en igual mes del año anterior.
DATOS GENERALES 2020
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2020) 6 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo , -7,6%; agosto -6,4%; septiembre , -1,7%; octubre , -3,5%; y noviembre de 2020, -4,2%) y 6 meses de suba (enero de 2020, 2,3%; febrero , 1,3%; marzo , 9,3%; junio de 2020, 0,9%; julio 1,2%; y diciembre de 2020, 1,5%). Considerados los doce meses del 2020 presentan una caída promedio del 1,3%.
TEMPERATURA
Si bien la temperatura media anual (18.6 °C) termina siendo similar en el 2020 frente al año 2019, se observa que el verano en el 2020 fue más “cálido”, con temperaturas mayores, como así también el año 2020 tuvo un invierno más “frio”.
DATOS DE GENERACIÓN
En la comparación de enero-diciembre 2019 con enero-diciembre 2020 se observa un incremento en el aporte de la generación térmica de 2,7%, mientras que en el mismo período la generación hidroeléctrica disminuyó 17,7%. En cuanto a la energía nuclear creció 26,3%, pero las energías renovables fueron las que presentaron el aumento más significativo de 63,7%. La importación de electricidad cayó en el 2020 un 56,2%.
El comportamiento de la demanda (local + exportación), revela que el menor despacho hidroeléctrico por la baja hidraulicidad en todas las cuencas, aproximadamente 6.300 GWh, fue cubierto por mayor generación nuclear (mayor disponibilidad) y mayor generación renovable (nueva potencia instalada). Si bien la generación térmica termina con un despacho mayor en el año 2020, prácticamente dicho aumento está asociado a la operatoria de exportación, concentrada en noviembre y diciembre 2020, aproximadamente 2.000 GWh.
La menor generación hidroeléctrica, prácticamente en todos los meses, se explica por los menores aportes (caudal) para cada central, ubicándose los mismos muy debajo de los valores esperados.
El crecimiento de las energías renovables hizo aumentar su participación en la cobertura de la demanda, alcanzando en promedio el 10% y en algunos meses supero el 12 %.
Así, en el mes de diciembre de 2020 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 65,94% de los requerimientos, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 17,03% de la demanda, las nucleares proveyeron el 5,43%, y las generadoras de fuentes alternativas 11,26% del total. Por otra parte, la importación representó el 0,34% de la demanda total.
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 17-12)
Según informa CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 17 de diciembre, es de 14,8% comparada con el mismo período de 2019. Aunque en la industria en total, para el mismo período, la caída sólo es de 0,8%, desde marzo hasta junio de 2020 existió una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse.
Ahora bien, observando la demanda GUMAs (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales del mes de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando hoy alrededor del 98% de su demanda previa.
El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas.
Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a la extracción de petróleo, productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz. No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al -3,4%.
Uno de los sectores que más se recuperó en el último mes es el de Madera y Papel con 11,9% y Petróleo y Minerales con una suba de 5,3%.
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, reclamó el levantamiento de la clausura de la terminal regasificadora de Escobar (provincia de Buenos Aires), dispuesta en octubre de 2020.
Lo hizo a través de un escrito que remitió al juez interviniente fundamentando “la imperiosa necesidad” de tal medida, acompañando un informe sobre el “impacto de la no operatividad por clausura de la terminal en la provisión de gas natural en el país”.
En la presentación ante el Juzgado Federal de Campana, a cargo del juez Adrian González Charvay, Martínez resaltó que “a través del análisis de los volúmenes de producción e importación de gas natural, conjuntamente con las previsiones de consumo para el corriente año que surgen de los datos recabados por la Secretaría a mi cargo, resulta evidente la imperiosa necesidad de que se produzca el levantamiento de la clausura de la Terminal Escobar para Regasificación de GNL en forma inmediata, para asegurar el abastecimiento de las necesidades energéticas nacionales durante la época invernal, teniendo en cuenta que su flujo se inyecta directamente en los centros de consumo del país”.
En la presentación, el Secretario de Energía realizó un pormenorizado análisis técnico de los graves efectos que tendría sobre el abastecimiento en invierno a la demanda de gas natural del país, el mantenimiento de la clausura judicial que determina la indisponibilidad operativa de la terminal.
La decisión judicial se basa en una denuncia de una vecina de ésa localidad referida a “una situación de peligro de muerte urbana masiva por estrago de incendio o explosión” del Gas Natural Licuado por el transporte del GNL en los buques metaneros y por las operatorias de trasvase, almacenamiento y regasificación en el muelle ubicado en el kilómetro 74,5 del río Paraná de Las Palmas.
El Secretario de Energía acompañó el escrito con documentación emitida por la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura que contiene el informe de auditoría de TGN S.A., informe del análisis diferencial de la UTN e informe de la revisión independiente por parte de YPF S.A. a la terminal de GNL Escobar.
La estrategia del Estado Nacional desde la Secretaría es apuntalar con esta presentación las acciones judiciales que viene realizando YPF, propietaria de la terminal, que opera en sociedad con IEASA, a la que se sumarán otras presentaciones, informes y peritajes que producirán otros organismos como el Enargas, IEASA y la propia YPF.
Además de un análisis de la estimación de la demanda, el informe explica el efecto que esta situación generaría en lo referido a costos inalcanzables en materia de necesidad de divisas, costo fiscal, precio inaccesible de la generación de electricidad, sobrecosto general para la economía nacional y los usuarios, y daño ambiental que generaría la utilización desmesurada de combustibles líquidos en reemplazo del gas faltante.
Martínez reclama al juez “que es imprescindible el levantamiento de la clausura y plena actividad de la terminal regasificadora ya que de lo contrario se produciría ineludiblemente la utilización extrema de combustibles líquidos altamente contaminantes, con correlativo y desmesurado costo adicional de divisas y pasivos ambientales, y simultáneamente se pondría en riesgo el sistema de abastecimiento nacional y el servicio público de gas por redes”.
Con el título “Biocombustibles, prórroga de la Ley para un sector virtuoso”, las entidades empresarias que nuclean a los productores del rubro solicitaron al Presidente Alberto Fernández, y a los Diputados Nacionales que “en forma urgente sea tratada y aprobada la Prórroga de la Ley de Biocombustibles, que ya cuenta con adhesión unánime de los Senadores Nacionales, cuerpo que nos representa federalmente”, puntualizaron.
En un comunicado las entidades refirieron que “la ley 26.093, que vence en mayo próximo, ha permitido la concreción de numerosos beneficios que deben preservarse y profundizarse”, entre los que destacaron:
a) Importante contribución al cuidado ambiental y de la salud de los argentinos, al incorporarse un combustible limpio a la matriz energética nacional, que reduce la huella de carbono en más de un 70 % con relación a los combustibles fósiles que sustituyen.
b) La industrialización de la ruralidad, especialmente en zonas de economías regionales.
c) Cuantiosas inversiones en los últimos 12 años, como ninguna otra cadena agroindustrial.
d) La desconcentración del mercado de combustibles líquidos, incluyendo la apertura a numerosas empresas PyMES.
e) La sustitución de importaciones de combustibles minerales, en atención a las restricciones en la disponibilidad de divisas y a las limitaciones que presenta el parque local refinador de petróleo.
“De no mediar una extensión de la ley 26.093 no solo corren riesgo de desaparecer las 55 empresas que producen combustibles limpios y los más de 100.000 puestos de trabajo federales que genera el sector, sino que la Argentina entraría en un default ambiental que va en sentido contrario al compromiso asumido en el Acuerdo Climático de Paris, que el Señor Presidente, Alberto Fernández, ha ratificado públicamente en estos días”, señala el comunicado.
El texto también puntualiza que “el presidente de la Cámara de Diputados, Doctor Sergio Massa, prometió en la sesión ordinaria del 29 de diciembre el tratamiento de la prórroga de la ley de biocombustibles que, de una u otra manera, todos los bloques de Diputados han manifestado acompañar, por lo que instamos a su tratamiento y aprobación urgente”.
“La extensión de la ley permitirá que el Congreso debata con la serenidad adecuada nuevos horizontes para las energías limpias, con una visión que integre los aspectos económicos, ambientales, energéticos y de mayor equidad territorial que nos debemos como país federal”, se indicó.
El comunicado fue firmado por : Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno – AABH Cámara de Empresas Pyme Regionales Elaboradoras de Biocombustible – CEPREB Cámara Santafesina de Energías Renovables – CASFER Cámara de Industrializadores de Granos y productores de Biocombustible en Origen – CIGBO Cámara Panamericana de Biocombustibles Avanzados – CAPBA Centro Azucarero Argentino – CAA Cámara de Bioetanol de Maíz – BIOMAIZ
La confederación de expendedores de combustibles CECHA, informó que el balance del año 2020 arrojó como resultado una caída de 19.7 % en el volumen de ventas comparado con el alcanzado en 2019, al tiempo que se notó “un fuerte repunte en el último bimestre” principalmente debido a la mayor circulación de vehículos.
El presidente de la entidad empresaria. Gabriel Bornoroni, afirmó que “sin dudas 2020 fue un año traumático para el sector de las estaciones de servicio”. Y consideró que “las restricciones a la circulación tomadas para detener el avance de la pandemia, sumado a los cambios de hábitos producto del cierre de actividades, derivaron en un desplome de ventas que fatigó a las estaciones y llevó a una enorme mayoría a trabajar a pérdida la mayor parte del año”.
Un resumen elaborado para la entidad por la consultora Economic Trends indicó que “a lo largo del 2020 se vendió 19,7 por ciento menos de combustibles que en 2019 (en base a información de la Secretaría de Energía de la Nación), y esto marca el tercer año consecutivo de caídas en las ventas, luego de una baja de 0.3% en 2018 y del 1.3% en 2019”.
El impacto fue mucho mayor en las naftas, cuyas ventas bajaron 27,5 por ciento en comparación al año anterior. Este segmento se vio muy afectado por las restricciones a la circulación, pero también al cierre de escuelas, de teatros y cines, a las dificultades para el turismo o por el segmento de trabajadores que dejaron de viajar a las oficinas para pasar a una modalidad de Home Office.
El dato positivo se encuentra, sin embargo, en los últimos dos meses del año, cuando las ventas de naftas subieron 22,3 por ciento entre octubre y diciembre. Este aumento permitió que el 2020 cierre finalmente con una caída del 12,7 por ciento entre febrero (último mes previo al comienzo de la pandemia) y diciembre. Cabe aclarar que históricamente febrero es un mes de pocas ventas.
El gasoil, por su parte, vivió un año igual de estresante pero pudo mantener ventas más normales por la demanda constante que representan sectores que conservaron la actividad en mayor medida, como el agro o los transportistas. Así, este combustible sufrió una caída del 12,5 por ciento anual en comparación con 2019.
Esto derivó en una recuperación lenta pero sostenida de las ventas, que promedió un crecimiento de 0.9 mensual entre junio y diciembre. Así, los volúmenes del último mes del año quedaron un 7.9 por ciento por debajo de febrero, el último mes de la llamada “vieja normalidad”.
Analizando por zonas, con esta evolución solo dos provincias recuperaron el 100% del volumen de ventas perdido por la irrupción de la pandemia (Chaco y Tucumán), siete provincias recuperaron más del 80% del volumen perdido (Buenos aires, 82.0%; Córdoba, 89.1%; Jujuy, 82.2%; Misiones, 91.3%; San Juan, 81.9%; Tierra del Fuego, 82.7%); cinco provincias recuperaron entre el 70% y el 80% (Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 74.6%; Chubut, 76.2%; Corrientes, 79.7%; La Pampa, 73.8%; Neuquén, 73.9%); el resto de las provincias ha recuperado entre el 50% y el 70%.
“Fue un año dificilísimo, la verdad que nuestro sector fue muy castigado por la situación tan compleja que planteó este virus. Como positivo podemos rescatar que no cerraron estaciones y ese repunte en la venta de naftas que se dio en los últimos meses. Pero seguimos con la guardia alta porque nuestros problemas no terminaron. Hay estaciones con estrés financiero y el año recién comienza”, sostuvo Bornoroni.
No obstante, afirmó que “nos ilusiona el verano que estamos atravesando en materia turística, y el regreso de las clases presenciales porque ello implica mas movimiento”. “Creemos que las ventas de enero 2021 fueron superiores a las de enero de 2020 y esperamos que lo mismo ocurra con febrero”, agregó.
Acerca de los precios de los combustibles el directivo opinó que los incrementos anotados durante 2020 resultaron “mucho menores a los de otros productos esenciales”, y citó los casos de la carne y hortalizas.
Preguntado acerca del nivel de precios alcanzados por los combustibles en el mercado local Bornoroni hizo referencia a que “con los últimos aumentos las petroleras dicen hoy que tienen un retraso del 12 o 13 por ciento”.
Asimismo, Bornoroni se pronunció a favor de una prórroga de la Ley de Biocombustibles, que ya tiene media sanción del Senado y debe ser tratada en Diputados. “Creíamos que iba a estar para las (sesiones) extraordinarias y ahora esperamos que esté en el comienzo de las ordinarias”.
Consideró que “es importante la prórroga de la ley porque si tenemos mucha producción de biocombustibles vamos a poder tener precios internos de los combustibles menores a los internacionales” . Creemos que esto evitará tener que importarlo y también que el futuro de los combustibles son los biocombustibles ya que neutralizan la contaminación”.
Al respecto, consideró necesario ir hacia un corte de mayor proporción de las naftas y del gasoil, actualmente en el 10 y 12 por ciento respectivamente.
La acción de YPF tuvo el miércoles 27 otra jornada positiva en la Bolsa de Nueva York, al romper la barrera de los 4 dólares.
Alcanzó un máximo de 4,22 y cerró con suba de 8,29 % a 4,05 dólares, valor que no alcanzaba la acción desde el 13 de enero. El martes 26 había cerrado también en alza, a 3,74 dólares.
De esta manera, se recupera de las pérdidas generadas por los rumores y operaciones de la semana pasada que llevaron a la acción a un valor bajo históricamente.
La desmentida oficial a tales rumores (por caso el de una estatización total) y las modificaciones dispuestas el martes 26 por el Directorio de la compañía a la oferta de canje de bonos de la deuda internacional de YPF -que ronda 6.600 millones de dólares-, repercutieron favorablemente en el Mercado. Para el martes 11 de febrero está convocada la asamblea de tenedores de bonos.
También jugó a favor de esta recuperación el anuncio de aumento de inversiones en el año en curso proyectadas en 73 % superiores a las realizadas en el 2020 (año de fuerte merma por el efecto pandemia). Ahora sumarán U$ 2.700 millones.
Tales inversiones serán 90 % superiores a las del año pasado en el rubro específico del Upstream. Totalizarán U$ 2.100 millones (U$ 800 millones en Convencional y U$ 1.300 millones en No Convencional) .
En la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, en tanto, la acción de YPF registró una suba de 6,6 % respecto de la jornada previa y cerró a 626,60 pesos. Esta reacción explicó en parte que el índice SPMerval cerrara el miércoles 27 al filo de los 50. Puntos (49.970,41).
La licitación realizada a través del MEGSA para proveer en febrero gas natural a CAMMESA con vistas al suministro a generadoras de electricidad registró 13 ofertas por un volumen total acumulado de 11,1 millones de metros cúbicos día.
Se trata de 7 ofertas desde la Cuenca Neuquina por 4,6 MM3; 4 desde Tierra del Fuego por 5 MM3; 1 desde Chubut por 500 mil metroc cúbicos, y 1 desde Santa Cruz por 1,5 MM3 día.
Los precios de la subasta electrónica fueron de U$ 2,2 por millón de BTU para el gas de Chubut puesto en el ingreso al sistema (PIST) y U$ 2,60 puesto en el ingreso al GBA.
El gas de Santa Cruz se suministrará a U$ 2,07 por MBTU en el PIST y de U$ 2,61 en el GBA. En el caso de Tierra del Fuego el gas PIST será a U$ 2,04 y también a 2,61 en el GBA.
El gas proveniente de la Cuenca Neuquina para Cammesa será a U$ 2,3 PIST y U$ 2,63 puesto en el GBA.
Por tercer año consecutivo, Pampa Energía es una de las 380 empresas de 11 sectores distintos incluidas en el Índice de Igualdad de Género (GEI) 2021, patrocinado por Bloomberg, la mayor proveedora de información financiera del mundo. Asimismo, Pampa Energía es la única compañía argentina reconocida en el Índice GEI, junto con otras 14 empresas latinoamericanas.
Este Índice reconoce a las compañías del mundo más comprometidas con la igualdad de género a través de sus políticas y transparencia en la divulgación de sus programas y datos relacionados con el tema.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, expresó: “Estamos orgullosos de recibir este reconocimiento por tercer año consecutivo. En Pampa fomentamos una cultura inclusiva y seguimos trabajando en ese sentido para superarnos día a día”.
En 2019, el Índice estuvo compuesto por 230 compañías, en 2020 el número ascendió a 325 compañías globales, expandiéndose en esta nueva edición a 380 empresas de 44 países y regiones.
“Las empresas incluidas en el Índice GEI 2021 están ampliando el universo de cobertura de sustentabilidad, para incluir información relacionada con la temática de género, hoy exigida por los inversores”, expresó Peter T. Grauer, presidente de Bloomberg. “El compromiso con la divulgación contribuye a la temática de la inclusión e impulsa la transparencia en los mercados financieros”.
El GEI aporta transparencia a las prácticas y políticas relacionadas con el género en las empresas que cotizan en bolsa, lo que aumenta la amplitud de los datos ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) disponibles para los inversores. La metodología de puntuación de GEI permite a los inversores evaluar el desempeño de la empresa y hacer comparaciones entre compañías del mismo sector.
El Directorio de la petrolera YPF modificó aspectos de su propuesta original referida al canje de deuda de la compañía, por un total aproximado a los 6.600 millones de dólares, formulada hace poco más de dos semanas.
Las modificaciones, se indicó, principalmente buscan “fortalecer la estructura de garantías del bono respaldado con flujo de exportaciones con vencimiento en 2026, y atender la preocupación de los inversores sobre la inexistencia de flujos durante los próximos dos años”.
Al respecto se explicó que “a partir de las sugerencias presentadas por los inversores sobre la oferta de canje el Directorio aprobó ciertas modificaciones para hacer más atractiva la propuesta”, al tiempo que se dispuso extender el vencimiento final de la oferta al 5 de febrero, “siendo válidas estas nuevas condiciones para aquellos inversores que ya han ingresado sus bonos al canje como para todos aquellos que deseen hacerlo hasta la fecha de vencimiento final”.
La compañía decidió reforzar la estructura de garantías del bono 2026 por medio del ofrecimiento de una prenda en primer grado sobre acciones de su subsidiaria YPF Luz, la desarrolladora y operadora de plantas de generación de energía eléctrica renovable y térmica del país.
Respecto al flujo de intereses durante los próximos años, la compañía incorporó el pago de cupones en los tres nuevos bonos a tasas del 4% para el 2026, del 2,5% para el 2029 y del 1,5% para el 2033.
Además, se resolvió ahora que para incrementar el valor económico de la propuesta de canje, la compañía incrementa la tasa de interés de los nuevos bonos 2026 y 2029 del 8,5% al 9%, aplicables desde enero de 2023. Por otro lado, también modificó las estructuras de amortización de los nuevos bonos 2026 y 2029 para acortar la vida promedio, entre otras.
Estos cambios, se indicó, se suman al ya introducido el 14 de enero por el cual la compañía modificó las características de las mayorías necesarias para proceder con el cambio de los términos y condiciones no económicos de los bonos viejos, pasando a requerir mayoría absoluta de tenedores de cada serie.
Desde la compañía se considera que estas decisiones “reflejan la visión de YPF en cuanto a su diálogo con el mercado habiendo respondido a la mayoría de las inquietudes planteadas por los inversores, dentro de las posibilidades que tiene la empresa por la difícil situación financiera que atraviesa”.
Esto último lo explica como resultado de los impactos que generó la pandemia (COVID-19) “que agravaron una situación de declino de la producción de gas y petróleo que la compañía arrastraba de años anteriores”.
La petrolera no logró avances significativos entre los acreedores con su primera propuesta para la reestructuración de la deuda referida.
YPF buscará refinanciar 413 millones de dólares por el capital residual del bono internacional con vencimiento el 23 de marzo próximo, a fin de cumplir con la normativa vigente del BCRA para endeudamientos cuyo capital tiene vencimiento antes del 31 de marzo de 2021.
En segundo lugar, se decidió ofrecer, simultáneamente, una propuesta de refinanciación de las cuotas de interés y capital a vencer durante 2021 y 2022 a los tenedores de prácticamente todos los bonos internacionales emitidos por la compañía, cuyo capital pendiente de pago suma un saldo total en circulación de aproximadamente U$ 6.200 millones.
En su estructuración la oferta contempla la emisión de 3 nuevos títulos de deuda: un bono con vencimiento en 2026 respaldado por el flujo de cobranza de exportaciones y otros dos títulos, con vencimiento en 2029 y 2033, sin respaldo de exportaciones. En todos los casos se trata de títulos amortizables, que empiezan a pagar interés a partir de 2023.
La oferta no contempla ningún tipo de quita de capital ni de intereses y resulta, según las estimaciones de la compañía, en una alternativa mutuamente conveniente para YPF y sus inversores.
YPF, energética de mayoría accionaria estatal (51%), impulsa esta refinanciación de su deuda con el objetivo de generar las condiciones para promover un plan de inversiones que permita revertir la tendencia negativa en la producción de petróleo y gas que presenta el país.
En las dos últimas semanas la empresa registró dos definiciones de importancia para los inversores en YPF: La renuncia de su presidente Guillermo Nielsen y la nominación para ése cargo de Pablo González, actual diputado nacional, ex senador, y ex vicegobernador de Santa Cruz (2015-2019), y la desmentida por parte del ministro de Economía, Martín Guzmán, a versiones que especularon con la presunta intención del gobierno de avanzar con la estatización total de la compañía.
La Secretaría de Energía estableció, a través de la resolución 40/2021, el denominado “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones” para las deudas mantenidas con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y/o con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por parte de las Distribuidoras de Energía Eléctrica, ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020.
La deuda deberá ser regularizada mediante un plan de pagos de hasta sesenta (60) cuotas mensuales, hasta seis (6) meses de gracia y una tasa de interés equivalente de hasta el cincuenta por ciento (50%) de la vigente en el MEM.
A través de la misma resolución, se estableció el “Régimen Especial de Créditos” para aquellas Distribuidoras que siendo agentes del MEM no registren deuda con CAMMESA y/o con el MEM, “o sean consideradas dentro de valores razonables en relación a su nivel de transacciones al 30 de septiembre de 2020”.
La medida tiene como trasfondo una situación que las empresas explican derivada del congelamiento de las tarifas vigente desde el segundo trimestre de 2019, de su continuidad en 2020 por la Ley de Emergencia 27.541, más la merma en la facturación en el marco de la pandemia por el COVID-19, lo cual llevó a varias distribuidoras domiciliarias de electricidad a decidir pagar sólo parte de la energía que les suministró la CAMMESA, acumulando así una deuda multimillonaria estimada en $ 140 mil millones.
Energía procura que las empresas vayan saldando esa deuda en un contexto que se sigue manifestando tenso entre las partes, habida cuenta que Energía ya comunicó que el congelamiento concluirá en marzo, para pasar a un esquema de “tarifas de transición” que perdurará hasta que concluya un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) en base a criterios económicos y sociales distintos a los que se aplicaron durante el gobierno de Cambiemos.
El “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones” y/o el “Régimen Especial de Créditos” se instrumentarán a través de la suscripción de Actas Acuerdo particulares que se celebrarán entre las Distribuidoras de Energía Eléctrica agentes del MEM y su Poder Concedente y/o Ente de Control y la Secretaría.
“En dicha Acta Acuerdo se establecerá el tratamiento de la totalidad de la deuda comprendida y las obligaciones a las que quedará sujeta la Distribuidora”, indica la resolución 40.
Las Acta Acuerdo “incluirán compromisos en materia de eficiencia energética, tecnología aplicada a la prestación del servicio y/o inclusión de herramientas de focalización de subsidios o estructuración tarifaria en función de las características socioeconómicas de los usuarios”.
Cada Acta Acuerdo, puntualiza la resolución firmada por Darío Martínez, “será notificada a CAMMESA, con el objetivo de que se realicen las gestiones y/o ajustes que correspondan en las Transacciones Económicas con relación a las deudas que hayan sido adheridas al régimen y los créditos que se reconozcan, debiendo en caso de corresponder excluir las mismas de todo reclamo judicial o extrajudicial”.
Las Distribuidoras de Energía Eléctrica agentes del MEM interesadas en adherir al “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones” o al “Régimen Especial de Créditos” deberán solicitar y presentar un Formulario Modelo en carácter de Declaración Jurada a la Secretaría de Energía y a CAMMESA en el plazo máximo de quince (15) días hábiles (contados a partir del viernes 22/1).
Energía instruyó a CAMMESA para procesar la información y la documentación y elevarle un informe técnico de la situación de cada Distribuidora, que contenga una propuesta de acuerdo.
Para los casos en que no se resuelvan las regularizaciones de los saldos deudores antes del 31 de marzo de 2021, CAMMESA “deberá iniciar o continuar las acciones administrativas o judiciales y todas aquellas medidas operativas y legales necesarias y/o convenientes cuyo objetivo sea el resguardo de la integridad y regularidad de la cadena de pagos y cobrabilidad en el MEM”.
La norma establece también para las Distribuidoras de Energía Eléctrica, “como condición para la entrada en vigencia de las Actas Acuerdo” referidas al plan especial de Regularización de Obligaciones, que “deberán replicar los mismos términos que acuerden en dicho régimen a las deudas que las Cooperativas de Distribución de Energía Eléctrica no agentes del MEM, que presten servicios en su área de concesión, mantengan con ellas”.
Asimismo, en los casos en que dichas cooperativas no mantengan deuda con las Distribuidoras o las mismas sean consideradas dentro de valores razonables en relación a su nivel de transacciones al 30 de septiembre de 2020, se deberá celebrar un acuerdo en términos similares al “Régimen Especial de Créditos” entre la Distribuidora y la Cooperativa no agente del MEM.
Energía y/o el Poder Concedente y/o el Ente de Control de cada jurisdicción podrán auditar a las Distribuidoras con relación al cumplimiento de las obligaciones emergentes de esta medida.
En los considerandos de la resolución se argumentó que a partir del mes de marzo de 2020, se produjo un incremento de la morosidad de los pagos de la facturación emitida por el Organismo Encargado de Despacho (OED) en su calidad de Administrador del MEM por parte de las Distribuidoras.
Y se refirió que “el artículo 87 de la Ley 27.591 de Presupuesto General de la Administración Nacional para el Ejercicio 2021 establece un régimen especial de regularizaciones de la obligaciones de pago de las Distribuidoras con el MEM, en las condiciones que establezca la Secretaría en su calidad de Autoridad de Aplicación, que podrá contemplar el reconocimiento de créditos de hasta cinco (5) veces la factura media mensual del último año o el 66% de la deuda existente”.
Energía sostiene entonces de “ante la crítica situación en que se ha desenvuelto el país durante el año 2020, resulta necesario establecer un procedimiento especial para la normalización de la cadena de pagos en el MEM evitando riesgos de desabastecimiento, acompañando la producción y el empleo, garantizando el derecho al acceso a la energía eléctrica y redundando en una mejora de la calidad de vida por parte de los ciudadanos”.
Asimismo, recordó que “con el objeto de disminuir el impacto de la situación descripta precedentemente, el Estado Nacional realizó aportes del Fondo Unificado al Fondo de Estabilización para permitir saldar las acreencias de los Agentes del MEM en plazos y formas compatibles con el contexto actual”.
Energía refirió al respecto que “el citado Artículo 87 establece que la deuda remanente deberá ser regularizada mediante un plan de pagos con un plazo de hasta sesenta (60) cuotas mensuales, hasta seis (6) meses de gracia y una tasa de interés equivalente de hasta el cincuenta por ciento (50%) de la vigente en el MEM”.
Habrá que ver cual es la respuesta de las empresas del sector, que en las últimas semanas se han pronunciado “preocupadas” por la política tarifaria encarada por el gobierno.
“De ninguna manera. El rumor es falso. YPF es una empresa privada con 51% de participación estatal que tiene un rol estratégico en el desarrollo energético de Argentina, y así seguirá siendo”, respondió el ministro de Economía, Martín Guzman, ante una consulta de la agencia estatal de noticias Telam.
La enfática declaración desmintió versiones que circularon en los últimos días según las cuales el gobierno planeaba estatizar totalmente a YPF.
Esto, en el contexto de la renuncia de Guillermo Nielsen a la presidencia de la principal compañía petrolera del país, confirmada por él mismo a mitad de la semana, pero que debe oficializarse en la reunión del Directorio prevista para antes de fin de mes, y luego en una Asamblea de accionistas.
En tanto, seguirá su trámite la asunción de ésa presidencia por parte de Pablo González, actual diputado nacional, ex senador, y ex vicegobernador de Santa Cruz (2015-2019).
La declaración del ministro Guzmán tuvo un efecto favorable en la cotización de las acciones de YPF, tras un fuerte derrape en las bolsas de Buenos Aires y de Nueva York el día jueves 21, donde habían cerrado a 520,05 pesos y 3,25 dólares, respectivamente.
El viernes 22 las cotizaciones registraron subas pico de 573 pesos y 3,73 dólares, para cerrar el día en 560,40 (+ 7,76%) y 3,50 dólares ( +7,38 %).
En este marco, YPF tiene en curso un procedimiento de renegociación de una deuda de 6.600 millones de dólares.
Anunciada a fines de diciembre, la venta de las acciones mayoritarias de Edenor que acordaron el holding Pampa Energía controlado por Marcelo Mindlin y la sociedad conformada por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti sigue generando ruidos y reclamos al Gobierno para que no apruebe la transacción sin una intervención previa que evalúe a fondo los antecedentes y la capacidad patrimonial de los compradores.
En medio de un llamativo silencio de los legisladores oficialistas y de la oposición, los principales cuestionamientos contra el traspaso accionario de la distribuidora eléctrica que surgieron hasta ahora provienen de centros de estudios integrados por especialistas y técnicos ligados al Justicialismo y sectores de izquierda.
El Instituto de Energía Scalabrini Ortiz (IESO) -que agrupa a especialistas, académicos y ex reguladores identificados con el Justicialismo-planteó que “resulta urgente y necesario que el Estado, a través del ENRE y de otros organismos públicos competentes en tema, intervenga para clarificar tanto los alcances de la venta, como toda otra circunstancia que pueda vulnerar la prestación del servicio público que se encuentra en juego”.
“Si los compradores no pueden dar explicaciones satisfactorias para garantizar una adecuada atención del servicio público, es de esperar que se rechace esa transferencia y se tomen los recaudos necesarios para el mantenimiento del suministro eléctrico dentro de los parámetros contractuales de calidad que hace años se incumple, a pesar de los beneficios otorgados por el anterior gobierno a los actuales dueños de Edenor por alrededor de $ 50.000 millones en un proceso oscuro que hoy se está investigando en la justicia penal”, destacó el IESO.
En un reciente documento, el IESO -que integran, entre otros, Marcos Rebasa, Andrés Repar, Ernesto Quiles y Juan Carlos Tesso- advirtió que “es posible que el grupo Manzano-Vila-Filiberti busque evitar la intervención del ENRE sosteniendo que no es el mismo que posee las acciones mayoritarias de Edemsa, subterfugio formal que el ente regulador está habilitado para evaluar y, eventualmente rechazar, en virtud de sus amplias facultades legales establecidas por la ley 24065 para controlar la competencia en los mercados, actitudes monopólicas o de abuso de posición dominante”.
“Mientras el ENRE no se exprese, no puede adquirir vigencia la transferencia de acciones. Lo sabremos cuando se realicen las audiencias respectivas, que por la importancia del tema deberían ser públicas para que no haya dudas sobre la transparencia del cambio de dueños y la futura prestación del servicio en la región metropolitana”, señaló el IESO.
Con respecto a la situación actual de Edenor y el currículum de los compradores, el informe del IESO resaltó los siguientes puntos:
–Los actuales operadores de Edenor tienen una deuda con la Cammesa por la compra de electricidad que ronda los 18.000 millones de pesos que resulta casi el doble del valor declarado por la venta de sus acciones mayoritarias.
–El precio de las acciones que informaron los vendedores y compradores es sospechosamente bajo y es uno más de los diferentes aspectos que tiene que considerar y evaluar el ENRE para autorizar la transferencia.
–El grupo adquirente no acredita, en principio, los recaudos establecidos en el proceso de privatización de SEGBA para Edenor y Edesur y que suponen una acreditada experiencia en empresas de magnitud similar en distribución eléctrica y una solvencia financiera y técnica adecuada para la magnitud de la gestión a emprender.
–El grupo Manzano-Vila-Filiberti no cumple de manera evidente con esos requisitos. La empresa provincial mendocina Edemsa -que tiene bajo su operación- está en crisis hace más de una década, arrastra litigios con el gobierno mendocino, presenta resultados económicos que no la favorecen y, además, le debe alrededor de 9.000 millones de pesos a la Cammesa por energía que no ha pagado en los últimos años.
Por su parte, el denominado Grupo Bolívar -que tiene entre sus principales componentes a Claudio Lozano, Víctor De Genaro y Fernando Vaca Narvaja-también salió al ruedo con una posición crítica que reclama la entrada en escena de la ANSES.
Por medio de un documento, el Bolívar le solicitó al Gobierno de Alberto Fernández que, a través de la ANSES que ya tiene el 27,8% de Edenor, salga a ejercer la opción de igualar la oferta en juego y se quede con el control de Edenor.
Tras señalar que los 100 millones de dólares del valor declarado de la transacción “se ubica muy por debajo de la cotización de mercado que tiene la compañía”, el Grupo Bolívar advirtió que existe “una excelente oportunidad para que la ANSES incremente su participación accionaria, dotando al pueblo argentino del control de la principal eléctrica del país y poniéndola al servicio de los intereses nacionales”.
Además, el documento del Bolívar pidió “revisar los mecanismos de funcionamiento de los entes reguladores que están cooptados por las empresas concesionarias para que sean públicos todos los sumarios abiertos por infracciones y para que puedan registrarse las irregularidades que permitan el día de mañana rescindir los contratos sin costo para el Estado”.
Genneia, compañía generadora de energías renovables que supera los 1.100 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina, comunicó su adhesión a la Cámara Industrial y de Comercio Exterior de Puerto Madryn y Región Patagonia (CIMA).
Esta decisión se centra en la importancia que la región tiene para el desarrollo de la empresa, ya que la mayor parte de las inversiones en generación de energía eólica se concentran en el llamado “Nodo Madryn” – el Parque Eólico Trelew, el Parque Eólico Rawson, el Parque Eólico Madryn (el más grande del país) y el Parque Eólico Chubut Norte -.
Además, tiene el objetivo de que ambas instituciones puedan promover en conjunto el desarrollo sustentable de las economías regionales y trabajar mancomunadamente para impulsar la matriz productiva local de la provincia y toda la Patagonia, indicó la empresa.
Además de los activos ya mencionados, Genneia se encuentra finalizando la construcción y próxima puesta en marcha de los proyectos 2, 3 y 4 del Parque Eólico Chubut Norte. Para entonces, sus operaciones en el Nodo Madryn concentrarán más de la mitad de su capacidad instalada renovable.
“De los 1.200 millones de dólares que Genneia invirtió en energías verdes, 900 millones de dólares fueron invertidos en el Nodo Madryn, por sus rasgos distintivos para la puesta en marcha de un nodo productivo”, explicó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos.
Y agregó que “entre esos rasgos destacamos la calidad de sus vientos -de los mejores del mundo-, el conocimiento técnico local y las características geográficas y estructurales necesarias para desarrollar obras de gran magnitud con seguridad y eficiencia”.
Ovidio Palacio, presidente de CIMA, saludó la incorporación de Genneia como asociado. “Destacamos el valor de las Energías Renovables no solamente como factor de protección del medio ambiente, sino que además, será vital para el abastecimiento de energía a una mayor cantidad de hogares y para el crecimiento industrial de la Nación”, afirmó.
En los últimos dos años la empresa ha generado aproximadamente 3.000 puestos de trabajo en la provincia. En 2018 Genneia participó de la obra de ampliación de la Estación Transformadora de 500 KV, que permitió aumentar la capacidad de evacuación de dicha Estación en 540 MW.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad activó el procedimiento para la “adecuación transitoria de las tarifas” de distribución domiciliaria de electricidad por redes a cargo de las empresas EDENOR y EDESUR, operadoras en el Area Metropolitana de Buenos Aires, y convocó a ambas compañías a participar de dicho proceso, de acuerdo con lo dispuesto en el decreto 1020/2020.
Sobre esta misma base legal el ENRE también resolvió encarar un procedimiento similar para el caso de las tarifas del servicio público de transporte de electricidad “hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación”, y convocó a tal fin a las compañías de transporte de energía eléctrica en alta tensión TRANSENER S.A., TRANSBA (Buenos Aires), TRANSPA (Patagonia), TRANSCO (Comahue), TRANSNEA (Noreste), TRANSNOA (Noroeste), DISTROCUYO (Cuyo), y al ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN (EPEN).
Tales convocatorias fueron realizadas y oficializadas a través de las resoluciones 16 y 17/2020, y ambas establecen que el Ente “facilitará la realización de diversas instancias de participación ciudadana, convocando a tal fin a las personas usuarias y a las Asociaciones de Defensa del Consumidor, a fin de ser informados de las distintas etapas del citado procedimiento, garantizando su publicidad y el derecho de acceso a la información”.
Hace un par de semanas las distribuidoras nucleadas en ADEERA reclamaron una próxima recomposición de sus tarifas advertidas de la decisión del gobierno de prorrogar el congelamiento (vigente desde 2019) hasta marzo próximo inclusive, para pasar luego al esquema de tarifas de transición mencionado.
Poco después hizo lo propio la cámara que nuclea a las usinas generadoras (AGEERA), pero esto corre por otro andarivel en la Secretaría de Energía, que analiza los costos de producción de la electricidad según las diversas fuentes y la situación del parque generador.
En los considerandos de las dos nuevas resoluciones, que llevan la firma de la interventora María Soledad Manin, el ENRE hizo hincapié en que el DNU 1020 determinó el inicio de la renegociación de la RTI vigente, correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, en virtud de lo establecido en la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, en el Marco de la Emergencia Pública, vigente desde diciembre de 2019.
El artículo 5 de la citada ley facultó al PEN a “iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de la ley 24.065 del Marco Regulatorio Eléctrico y demás normas concordantes, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias”.
Las resoluciones puntualizan que “en las adecuaciones tarifarias transitorias se deberá tender a garantizar la continuidad de la normal prestación de los servicios, como así también la implementación de los mecanismos de participación ciudadana correspondientes”. (por caso las audiencias públicas) .
Para las adecuaciones tarifarias (de la electricidad y también del gas), en una transición que podría extenderse por hasta dos años hasta arribar a una RTI integral, se deberán considerar la evolución de los costos de las empresas, las inversiones necesarias para el mantenimiento de los servicios concesionados, una “razonable” tasa de ganancia, la situación de las diversas categorías de usuarios y usuarias en el contexto macroeconómico, y la disponibilidad del Estado respecto del subsidio parcial a estos rubros (alcance de la tarifa social, niveles de segmentación de usuarios).
“La participación de los usuarios y usuarias con carácter previo a la determinación de la tarifa, constituye un factor de previsibilidad, y un elemento de legitimidad para el poder administrador, responsable de garantizar el derecho a la información pública, y otorga una garantía de razonabilidad para el usuario y la usuaria”, señalan las dos resoluciones.
Además de convocar a las empresas a cargo de estos servicios, se citó a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a las Defensorías del Pueblo de la Nación, de la CABA y Bonaerense, y notificó a las asociaciones ADEERA, ATEERA (Transportadoras) y a la de Entes Reguladores Eléctricos (ADERE).
Las versiones referidas a la salida de Guillermo Nielsen de la presidencia de YPF cobraron otra vez fuerza en las últimas horas (esta vez vía Econojournal) e incluyeron la estimación de que sería inminente. Habrá que esperar hasta la muy próxima reunión del Directorio.
Voceros de la compañía consultados por E&N se limitaron a señalar que el directivo “no ha renunciado al cargo”, y los intentos de contactar al propio Nielsen para consultarle sobre esta cuestión resultaron infructuosos ante el corte reiterado de las llamadas realizadas por el receptor en la tarde-noche del martes 19. Así las cosas, sólo faltaría la formalización.
En el ámbito energético, en tanto, se sigue el tema con atención habida cuenta que se trata de una empresa con mayoría accionaria estatal, y es la principal petrolera integrada del país.
Un cambio del presidente de la compañía no sorprende y ya circula la versión de que el actual diputado nacional, ex senador, y ex vicegobernador de Santa Cruz (2015-2019), Pablo Gonzalez , ocupará dicho cargo. Nielsen, en tanto, volvería ejercer de embajador.
Nielsen preside YPF desde diciembre de 2019. Ducho en economía y finanzas pero no en petróleo y derivados, la gestión operativa de la energética está a cargo del CEO Sergio Affronti, considerado “un Ypefiano”, que retornó a la empresa el año pasado.
YPF atraviesa un proceso de reestructuración de deudas por unos 6.600 millones de dólares que podría ser arduo a juzgar por algunos acreedores internacionales.
Tenedora de un muy importante banco de datos geológicos de la Argentina onshore y offshore, YPF procura recuperar su perfil como principal productora de petróleo y gas, tanto en reservorios convencionales como en no convencionales, para abastecer al mercado interno y para exportar. La reciente licitación en el marco del Plan Gas Ar la tuvo como principal protagonista.
También es principal en el refino y la comercialización de combustibles, en el rubro petroquímico, y ha sumado actividad en la producción de energía renovable eólica.
Una sintonía fina en los principales cargos de conducción de la compañía sería el mejor escenario para lograr tales objetivos.
Tal como lo plantearon la semana pasada las compañías distribuidoras nucleadas en ADEERA, la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) manifestó en las últimas horas que ve “con profunda preocupación una situación que, de mantenerse, afectará el normal abastecimiento eléctrico del país”, en alusión al congelamiento parcial de los precios de la energía que producen y abastecen.
La entidad empresaria consideró “indispensable que, en forma urgente, se recompongan los valores de remuneración y se tomen medidas que permitan dar previsibilidad económica-financiera para atender los compromisos con nuestra cadena de valor en el escenario macro actual, dado que, su postergación terminará impactando en forma irreversible en la disponibilidad de nuestras unidades generadoras”.
En un comunicado la entidad empresaria refirió que “actualmente, cerca del 60 % de la energía generada está siendo remunerada con valores congelados desde febrero 2020, dispuesta por Resolución de la Secretaría de Energía (Res SE 31/2020)”.
Dicha Resolución, sostienen, “realizó una fuerte reducción de la remuneración y pesificó los valores que perciben los generadores, lo cual ha impactado de forma considerable en los ingresos de esas empresas (entre un 25 a 45% conforme al tipo de generación)”.
“La citada Resolución contemplaba también un ajuste por inflación mensual, pero esto fue incumplido, lo que hace que a la fecha sumemos en total una reducción de ingresos de 26.000 millones de pesos”, calculó AGEERA.
En este contexto, remarcaron que “el monto que representa la remuneración que perciben los Generadores por la energía encuadrada en la Resolución SE 31/2020, es de solo el 4,5 % del costo total de la tarifa que, por el suministro de energía eléctrica, abonan los consumidores finales”.
La asociación empresaria planteó además que “la naturaleza de la Generación de Energía también debe afrontar compromisos en moneda extranjera, principalmente asociados a costos de mantenimiento de las diferentes tecnologías, lo cual es imposible de realizar bajo las condiciones de remuneración vigentes”.
Al respecto advirtieron al gobierno que “es nuestra obligación alertar que ante el sostenimiento de la situación actual, no es posible cubrir los costos de operación y mantenimiento que muchas de estas unidades de generación requieren y por lo tanto se verá comprometido en el corto plazo, el normal funcionamiento de gran parte del parque de generación”.
Esto, agregó AGEERA, “sin dudas traerá aparejado un aumento en los costos futuros de abastecimiento por la utilización de unidades menos eficientes y/o importación de energía, como ha ocurrido en el pasado”.
Luego de señalar que “la energía eléctrica es esencial y más aún en los momentos difíciles que como sociedad estamos atravesando bajo situación de pandemia”, AGEERA refirió que “todas nuestras asociadas han adoptado estrictos protocolos para el cuidado de su personal y realizado un gran esfuerzo en gastos e inversiones no planificados para garantizar toda la energía que se requiera”.
Creada en 1992, la AGEERA nuclea a 45 empresas que representan el 94 % de la capacidad instalada del país y generan el 96 % de la energía eléctrica que se consume en Argentina.
La entidad es accionista del 20% del capital de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), de la misma manera que ADEERA, AGUEERA, ATEERA y el Estado Nacional.
Desde la cero hora del sábado 16 de enero YPF aplica un aumento del 3,5 por ciento promedio país en los precios de sus combustibles líquidos.
Se trata de una suba derivada, en parte, del aumento del componente impositivo (Impuesto a los Combustibles Líquidos (ILC) e Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) del 7,7 por ciento que entró en vigencia el viernes 15, y en parte por una recomposición de márgenes dispuesta por la compañía en base a la inflación de diciembre.
En consecuencia, los nuevos precios de referencia de las naftas y gasoils de la marca YPF en estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Super $ 71,83; Nafta Infinia (Premium) $ 83,01; Diesel500 (común) $ 66,86 y el litro de Infinia Diesel $ 78,76.
Esta nueva suba sucede al incremento de 2,9 por ciento promedio aplicado el 5 de enero a naftas y gasoils como consecuencia de la aplicación de una primera suba (hay otras ya pautadas) para los precios de los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) que se utilizan como corte proporcional de tales combustibles fósiles.
Se estima que en las próximas horas otras refinadoras-comercializadoras del mercado local, por caso Shell y Axion, también modificarán sus precios.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, la presidenta de Equinor Argentina, Nidia Álvarez, y el presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, firmaron un acuerdo preliminar para el ingreso de Shell como socio en el bloque CAN100 ubicado en la Cuenca Norte del Mar Argentino. Equinor permanecerá como operador del área.
Tras esta operación, que se encuentra sujeta a la aprobación de la autoridad Regulatoria (Secretaría de Energía) , Equinor e YPF se dividirán en partes iguales el 70 % del bloque y Shell ingresará con el 30% restante. Hasta ahora la sociedad YPF-Equinor era al 50 y 50 por ciento.
Affronti afirmó que “para YPF la firma de este acuerdo es un nuevo paso en el fortalecimiento y expansión de la relación con estas dos grandes compañías energéticas”. “Estamos muy entusiasmados de poder aportarle al país el conocimiento y la experiencia que Equinor y Shell tienen en el desarrollo de proyectos offshore en el mundo”, agregó el CEO de la petrolera de mayoría accionaria estatal .
El bloque CAN 100 comprende una superficie de 15.000 kilómetros cuadrados mar adentro (entre Mar del Plata y Bahía Blanca como referencia en Continente) y es el bloque más grande de la Cuenca Norte del Mar Argentino.
En esta asociación YPF aporta su conocimiento del área en la que se desarrollaron tareas de sísmica 2D y 3D, datos que están siendo analizados por Equinor desde finales de 2019, cuando se activó el período de cuatro años para la etapa de exploración contemplado en el esquema de licitación de áreas offshore para el desarrollo de hidrocarburos en el Mar Argentino.
En base a la evaluación en curso y a conclusiones preliminares, el consorcio tendría previsto instalar una plataforma petrolera en la CAN100 en el año 2022.
YPF, Shell y Equinor ya se encuentran asociadas en el bloque no convencional de Bandurria Sur en Vaca Muerta.
El pedido por una próxima sanción de la prórroga de la Ley de Biocombustibles será uno de los temas prioritarios que la Junta Ejecutiva del Consejo Regional del Norte Grande tratará en la reunión que mantendrá la Asamblea de Gobernadores de la región con el presidente Alberto Fernández, el miércoles 20, en la ciudad riojana de Chilecito.
El encuentro, se indicó, contará con la presencia de los mandatarios de Salta, Jujuy, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja, Chaco, Misiones, Corrientes y Formosa.
“La sanción definitiva en la Cámara de Diputados de la prórroga de la Ley de Biocombustibles, que ya tiene media sanción del Senado, es de vital importancia para el desarrollo productivo del norte ya que establece el marco normativo que regula la promoción y producción sustentable de biocombustibles” indicaron voceros del sector dado que el plazo de la ley vigente caduca en mayo de este año.
“Los problemas estructurales que hacen del Norte la región más pobre del país necesitan respuestas también estructurales, complejas y con dimensión regional”, explicó el vicegobernador de Salta, Antonio Marocco tras la reunión del Consejo Regional.
El funcionario destacó que al encuentro con el Presidente “vamos a llevar un temario complejo y vital para que nuestra región pueda despegar: El consenso de 10 provincias, sus 95 legisladores nacionales comprometidos y la visión federal del Gobierno Nacional son elementos que permiten ilusionarnos con una oportunidad histórica de empezar a revertir las asimetrías que postergaron durante décadas a nuestros pueblos”.
Y detalló que “se definió un temario preliminar de 6 puntos: suspensión de las elecciones Primarias, Abiertas, Simultaneas y Obligatorias (PASO) durante el año 2021; implementación efectiva de la ley de solidaridad y reactivación productiva; aplicación de un modelo de precio de combustible equivalente; implementación progresiva de un precio diferencial de energía para las provincias del Norte en los períodos de alta temperatura; implementación de un modelo de subsidio al transporte público de pasajeros, y el diseño de un plan de financiamiento con organismos internacionales por un montón de 30 mil millones de dólares para los próximos 15 años.
Además, los representantes de las provincias que componen la Junta Ejecutiva resolvieron incorporar a la lista de temas el desarrollo de un Plan Federal de Viviendas, y del Corredor Ferroviario Bioceánico y la Hidrovía Paraná-Paraguay.
Las 47 distribuidoras de energía eléctrica nucleadas en la Adeera comunicaron su “estado de preocupación frente a la extensión del congelamiento tarifario dispuesto recientemente en algunas zonas muy importantes del país”.
Esta medida, advirtieron, mantiene la situación de indefinición “que produce una afectación directa al servicio eléctrico”, y puntualizaron que “además, este congelamiento se produce en un contexto con una inflación acumulada del 80 %, de la cual el servicio eléctrico no es responsable pero que sí impacta directamente en los aumentos de los costos de la prestación”.
Las empresas distribuidoras plantearon así una postura conjunta ante la decisión del gobierno nacional de prorrogar hasta finales de marzo el congelamiento de las tarifas del sector en el marco de la ley 27.541, que declaró la Emergencia Pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social” , con vigencia original hasta el 31 de diciembre de 2020.
En el contexto de la pandemia del Covid-19 la Administración de Alberto Fernández anunció tal prórroga, y los Entes Reguladores del Gas y de la Electricidad también comunicaron que luego se definirán “tarifas de transición”, mientras se avance con un procedimiento hacia una Revisión Tarifaria Integral, en lugar de la RTI que se realizó durante el gobierno de Cambiemos.
En las últimas semanas diversos trascendidos indicaron que el ajuste de estas tarifas en el arranque de la transición no llegaría a los dos dígitos, lo cual explicaría al menos en parte esta declaración de Adeera.
Así las cosas, ahora, las distribuidoras señalan al gobierno que “es necesario conocer que la producción y distribución de energía tiene un costo y no es “gratis” o “económico” como algunos consideran”.
“Se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios, como así también para sostener la operación de los más de 450.000 kilómetros de redes que existen actualmente en nuestro país, lo que involucra a más de 80.000 personas que trabajan directa e indirectamente para prestar el servicio”, añadieron.
Adeera remarcó que “este nivel de empleo representa una fuente directa para la reactivación económica en cada lugar de operación, donde además impulsamos el desarrollo de las economías regionales. Además de los salarios, dentro de los costos del servicio de distribución eléctrica se encuentran también los materiales, repuestos, flota de vehículos y demás insumos, que están disponibles las 24 horas los 365 días del año para mantener el servicio”.
El comunicado de Adeera consignó que “en el complejo escenario que trajo aparejada la pandemia, las distribuidoras de electricidad realizaron una gran cantidad de obras para mantener la calidad del servicio, acompañar la demanda y fortalecer el abastecimiento a hospitales y centros de salud”.
“Aun siendo un sector esencial no fue asistido hasta el momento con ningún programa de compensación o ayuda económica”, reclamaron, y señalaron que “a la fecha, podemos decir que se ha logrado prestar exitosamente el servicio en todas las jurisdicciones del país”.
Las distribuidoras afirmaron que “entre todas las empresas invirtieron más de 50.000 millones de pesos en 2020, privilegiando las redes y su operación por sobre otras obligaciones. De la misma manera, los trabajadores del sector eléctrico estuvieron presentes en todo el territorio nacional para resolver, en el menor tiempo posible, todas las interrupciones de servicio que en la mayoría de los casos tuvieron lugar por condiciones meteorológicas adversas”.
La entidad empresaria añadió que “en simultáneo la situación de las distribuidoras, ya afectada por el congelamiento tarifario, se vio aún más comprometida por la pandemia. Esto se debe a la morosidad en el pago de las facturas, a las deudas que se vieron obligadas a contraer con Cammesa, a la falta de actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD), a los altos componentes impositivos y a la reducción de la demanda industrial que no logró compensarse con el aumento del consumo hogareño”.
Esta alusión viene a tratar de explicar las muy fuertes deudas que las distribuidoras -particularmente del AMBA- acumularon con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico por la energía que requirieron, y que no pagaron durante el último año.
Adeera expresó en su comunicado que “algunas de las empresas cotizan en la Bolsa, por lo que sus balances son públicos y reflejan los inconvenientes mencionados respecto a la situación financiera y la necesidad de corregir esos puntos”. “Otras empresas son gestionadas directamente por los Gobiernos provinciales, por lo que esta situación afecta de manera directa la ya difícil situación fiscal imperante en las provincias”, añadió.
La entidad afirma que las tarifas de los servicios públicos que rigen actualmente en el país son las más económicas de la región, comparadas por ejemplo con Uruguay, Brasil o Chile. “Esto implica un fuerte atraso monetario en las distribuidoras que trae como consecuencia falta de fondos para continuar con el necesario nivel de inversiones para mantener la calidad del servicio”, vuelve a advertir.
“Cabe aclarar en este punto que la incidencia del servicio eléctrico en los costos para el sector comercial e industrial es del 2 %, salvo los electrointensivos”.
“Más aún, en nuestro país y en promedio, solamente el 29 % de lo recaudado por las facturas corresponde al distribuidor (VAD) que se destina al pago de salarios, mantenimiento, compra de materiales e insumos y planes de inversión, entre otros”. Por su parte, el 41 % del precio corresponde a la energía mayorista, el restante 30 % son impuestos directos y cabe aclarar que la carga impositiva total del servicio es del 46 %, considerando todos los impuestos de la cadena”, describieron.
Las distribuidoras refirieron que “desde Adeera siempre se hizo hincapié en la importancia de acompañar las necesidades de los sectores más vulnerables y de exigir el cumplimiento de las obligaciones a los usuarios con capacidad de pago”.
Acerca de la política de subsidios por parte del Estado, que esta sujeta a revisión y modificación, las empresas señalaron que “se presentó una propuesta integral de mejora de aplicación de la Tarifa Social que está disponible en el sitio web de la Asociación y que promueve dos valores promedios fijos a subsidiar mensualmente por hogar, diferenciados por regiones”. “Esta propuesta pretende hacer más equitativa la distribución de los subsidios, ya que actualmente todos los usuarios están subsidiados, independientemente de su capacidad económica”. agregaron.
“Además de la necesidad de que los clientes paguen las facturas, es indispensable que como sociedad incorporemos el uso responsable de la energía. El cambio cultural que impulsa la llamada eficiencia energética permite mejorar la relación entre la cantidad de energía consumida y los productos que se obtienen a partir de su uso”, se reiteró.
“En muchos casos, aun con tarifas congeladas, se advierten facturas de montos relevantes que son producto del consumo excesivo por parte de los usuarios. Como en el resto de las actividades, cuanto mayor es el consumo, mayor es el pago que se debe afrontar”, describió el texto.
Adeera hizo hincapié en que “otro factor que vale la pena aclarar está relacionado con los dichos de referentes de la cartera de Energía sobre posibles cortes de luz en verano”. “Las distribuidoras han tomado deuda y postergado otras obligaciones para realizar obras de mantenimiento y mejora de las redes, esto implica que no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas”.
En este sentido, se indicó que “las asociadas de Adeera hoy tienen los procesos y los recursos necesarios para dar rápida respuesta ante eventuales interrupciones en el suministro”.
“El servicio eléctrico que brindan las distribuidoras mejoró notablemente en los últimos años y esto se evidencia principalmente en la disminución de los cortes. La calidad del suministro está regulada por el Estado y se mantiene gracias al esfuerzo coordinado de todos los operadores”, se afirmó.
Las distribuidoras plantearon que “se necesitan pautas más precisas para trabajar en un marco estable y así impulsar el desarrollo del país y continuar con la generación de empleo genuino tanto directo como indirecto. La situación macroeconómica define el futuro del sector, que no espera solamente una recomposición tarifaria sino un escenario de certidumbre para planificar el futuro del servicio eléctrico”.
Adeera está conformada por 47 distribuidoras de energía eléctrica, de origen público, privado y cooperativo. En su conjunto operan 450.000 km de redes, y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.
La energética YPF anunció que el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, y con más de 90 años de historia, superó un récord de producción al alcanzar los 3.747 m3/día en diciembre 2020.
Este hito se logró a través de un trabajo multidisciplinario y la implementación de técnicas de recuperación secundaria y terciaria que están revitalizando reservorios convencionales en la Cuenca del Golfo San Jorge, especialmente.
YPF destacó que el uso de polímeros (terciaria) comenzó a desarrollarse en Manantiales Behr con la implementación de 5 plantas modulares de inyección que permitieron mejorar la recuperación de hidrocarburos en el área.
La Recuperación Secundaria es un mecanismo de producción de petróleo que se aplica a los yacimientos al finalizar la fase Primaria, cuando decrece la energía natural del reservorio, y consiste en la inyección de agua o gas a los reservorios petrolíferos.
La denominada Recuperación Terciaria es la tercera etapa de la producción de hidrocarburos que comprende métodos que siguen a la inundación con agua o al mantenimiento de la presión en el yacimiento. Las principales técnicas utilizadas son métodos térmicos, inyección de gas, e inyección de agua más Polímero más Surfactante (elemento que actúa como detergente, emulsionante que reduce la tensión en un fluido).
En buenos yacimientos convencionales estas técnicas permiten producir entre un 20 y un 40 % más del Petróleo Original in Situ (POIS).
La Vicepresidencia de Convencionales de YPF tiene definido seguir aplicando estas técnicas en otros importantes e históricos yacimientos operados por la compañía.
. El Ente Nacional Regulador del Gas, en trabajo con la Secretaría de Energía, solicitó a la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) “dejar sin efecto el criterio de exclusión sobre la Tarifa Social para que, en adelante, el grupo familiar que posee un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), pueda acceder al beneficio tarifario, independientemente de que éste sea o no el titular del servicio de gas natural por redes”.
El 30 de julio último el ENARGAS había pedido a Energía “readecuar los criterios de inclusión y exclusión vigentes en la Tarifa Social de gas”, y en este sentido, el 26 de octubre el Secretario del área, Darío Martínez, requirió a la ANSES que proceda a dejar sin efecto -desde noviembre de 2020- las limitaciones impuestas, respetando sólo los criterios de elegibilidad y exclusión establecidos en la normativa vigente sobre Tarifa Social.
En esa oportunidad se logró la eliminación del criterio de exclusión por multimedidor y la vigencia del beneficio por un (1) año, sin someter al beneficiario a controles mensuales, explicó el Ente en un comunicado.
El 5 de diciembre, el Secretario de Energía remitió una nueva nota a la ANSES para solicitar que el sistema de inscripción valide el otorgamiento del beneficio en forma automática para aquellos grupos familiares en los que uno de sus integrantes posea el Certificado Único de Discapacidad, expedido por autoridad competente, independientemente de que sea o no el titular del servicio de gas.
En la actualidad, si quien posee el CUD es un integrante del grupo familiar pero no es el titular del servicio, el sistema de inscripción lo rechaza por defecto y para poder acceder al beneficio debe realizar un trámite por excepción a través de la Secretaría de Energía, lo que provoca incomodidad y retrasos injustificados en su otorgamiento.
“El resultado que se genera es opuesto al objetivo de la normativa sobre la cual se sustenta el Régimen de Tarifa Social y a los fines perseguidos por la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública”. se consideró.
En ese sentido, el Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, confirmó que “la ex Secretaría de Gobierno de Energía (SGE), bajo la dirección de Gustavo Lopetegui, solicitó a la ANSES, en julio de 2019, la incorporación de criterios de exclusión adicionales a los establecidos en 2016 por el ex Ministro J.J. Aranguren. Éstos provocaron que 61.000 beneficiarias y beneficiarios fueran excluidos de la Tarifa Social entre julio de 2019 y marzo de 2020”.
El régimen que implementó el Registro de Beneficiarios de la Tarifa Social tiene como objetivo brindar ayuda a usuarias y usuarios en situación de vulnerabilidad socioeconómica, que cumplan con los criterios de inclusión definidos en la normativa, a través de una bonificación del cien por ciento (100%) del precio del gas sobre un bloque de consumo máximo determinado -bloque de consumo base- en la facturación del servicio.
“Como resultado del trabajo de las mesas interdisciplinarias generadas por el Ente Regulador se requirió a la ANSES eliminar el criterio de exclusión a partir de la próxima liquidación posible para evitar rechazar automáticamente en la inscripción a los potenciales beneficiarios del Régimen”, se explicó .
En los últimos meses se crearon en el ámbito del ENARGAS ocho comisiones de usuarias y usuarios permanentes. Mediante la Resolución 63/2020, del 27 de mayo de 2020, se creó la Comisión de Entidades de Bien Público integrada por tres subcomisiones: Clubes de Barrio y Sociedades de Fomento, Iglesias e Instituciones Religiosas y Entidades de Salud y Discapacidad.
De dicha Comisión participan representantes de asociaciones civiles, simples asociaciones y fundaciones que no persigan fines de lucro en forma directa o indirecta y las organizaciones comunitarias sin fines de lucro con reconocimiento municipal, que llevan adelante programas de promoción y protección de derechos o desarrollen actividades de ayuda social directa sin cobrar a los destinatarios por los servicios que prestan, conforme con la definición establecida mediante Ley 27.218.
Por su parte, el Congreso de la Nación asiste a las reuniones de la Comisión a través de un representante según las respectivas comisiones de competencia del Legislativo Nacional. La Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) también participa de la mesa de trabajo en carácter de observador, para actuar como vehículo de comunicación inmediata con los integrantes de su asociación.
Las distintas comisiones del ENARGAS nombraron representantes para participar activamente en las Delegaciones y Subdelegaciones que este Organismo tiene en todo el país.
El directorio de YPF, energética de mayoría accionaria estatal, aprobó una oferta para la refinanciación de parte de su deuda con el objetivo de generar las condiciones para promover un plan de inversiones que permita revertir la tendencia negativa en la producción de petróleo y gas que presenta el país.
Al respecto, YPF buscará refinanciar 413 millones de dólares por el capital residual del bono internacional con vencimiento el 23 de marzo próximo, a fin de cumplir con la normativa vigente del BCRA para endeudamientos cuyo capital tiene vencimiento antes del 31 de marzo de 2021.
Cabe recordar que, en julio de 2020, en anticipación a lo que era un importante vencimiento financiero en marzo de 2021 por U$ 1.000 millones, la compañía ofreció a los tenedores de dicho bono un canje voluntario que resultó en la participación del 58,7 % de los inversores.
A pesar de que dicho porcentaje de participación es prácticamente el requerido por la normativa del BCRA para brindar acceso al mercado de cambios (60%), el BCRA confirmó que dicha refinanciación no es tenida en cuenta a los efectos del cumplimiento de los requisitos de la normativa que fue publicada con posterioridad a esa operación ejecutada por YPF.
En consecuencia, la Compañía que preside Guillermo Nielsen y tiene por CEO a Sergio Affronti, propone una nueva alternativa de refinanciación para poder cumplir con los compromisos asumidos. En esta oportunidad, se indicó que, para lograr un alto nivel de adhesión sobre un bono que ya fue renegociado, YPF ofrece una estructura fortalecida por medio de la cesión de flujos de cobranza de una porción de sus exportaciones para el cumplimiento de las cuotas de capital e interés.
En segundo lugar, se decidió ofrecer, simultáneamente, una propuesta de refinanciación de las cuotas de interés y capital a vencer durante 2021 y 2022 a los tenedores de prácticamente todos los bonos internacionales emitidos por la compañía, cuyo capital pendiente de pago suma un saldo total en circulación de aproximadamente U$ 6.200 millones.
Con esta transacción YPF aspira a solucionar la situación financiera compleja que atraviesa la empresa producto de los efectos causados por la pandemia, y generar los fondos necesarios que le permita a la compañía continuar con el desarrollo de inversiones para la producción en la industria energética local.
DETALLE DE LA PROPUESTA
Emisión de 3 nuevos títulos de deuda: un bono con vencimiento en 2026 respaldado por el flujo de cobranza de exportaciones y otros dos títulos, con vencimiento en 2029 y 2033, sin respaldo de exportaciones. En todos los casos se trata de títulos amortizables, que empiezan a pagar interés a partir de 2023.
La oferta no contempla ningún tipo de quita de capital ni de intereses y resulta, según las estimaciones de la compañía, en una alternativa mutuamente conveniente para YPF y sus inversores.
La oferta de canje voluntario estará disponible durante 20 días hábiles según las exigencias regulatorias del mercado norteamericano bajo las cuales están emitidos los títulos, pero presentan condiciones más favorables de participación durante un período inicial de 10 días hábiles que vencen el 21 de enero, se indicó.
La petrolera Vista Oil & Gas anunció al mercado muy buenos resultados de producción de sus primeros dos pozos aterrizados en el “horizonte de navegación Carbonato inferior”de Vaca Muerta, en el área Bajada del Palo Oeste, lo cual derivará en la proyección de una mayor cantidad de pozos a perforar en dicha área, y un mejor rendimiento de las operaciones.
La compañía logró incrementar 20 por ciento su producción en el último trimestre de 2020, comparado con el trimestre previo, y alcanzó un promedio de 35.000 boe/d en el año (contra 29.100 del año anterior).
Se trata de los pozos MDM-2025h y MDM 2027h, correspondientes al pad #4 de Bajada del Palo Oeste, con 2.186 metros de rama horizontal y 26 etapas de estimulación hidráulica, y 2.551 metros de rama horizontal y 31 etapas, respectivamente.
El Carbonato inferior es el tercer horizonte de navegación de la formación geológica Vaca Muerta perforado por Vista en Bajada del Palo Oeste dado que los 12 pozos anteriores, correspondientes a los pads #1 a #3, se aterrizaron en los horizontes denominados La Cocina y Orgánico.
Según detalló la compañía que preside Miguel Galuccio, “luego de 70 días, la producción acumulada y normalizada de los pozos MDM-2025h y MDM-2027h estaba 27% y 32%, respectivamente, por sobre la curva tipo de Vista (que consiste en 2.800 metros de rama lateral y 47 etapas de estimulación hidráulica).
El pico de producción de treinta días (IP-30) fue 1.224 bbl/d de crudo (1.390 barriles equivalentes de petróleo (boe/d) para el pozo MDM-2025h y 1.537 bbl/d de crudo (1.746 boe/d) para el pozo MDM-2027h.
“Los resultados de estos pozos confirman el potencial del horizonte de navegación Carbonato inferior de Vaca Muerta como un shale oil play económico en Bajada del Palo Oeste” señaló la compañía.
Y detalló que“el análisis petrofísico de Bajada del Palo Oeste muestra que el Carbonato inferior tiene un contenido total orgánico promedio de 5.2%, una porosidad promedio de 12.7% y una saturación de agua promedio de 26%, características similares al horizonte Orgánico”.
Según el modelo geológico de la Compañía, esto podría agregar hasta 150 pozos nuevos a su inventario de pozos actual de 400 en Bajada del Palo Oeste, llevando a un total de hasta 550 pozos, informó.
Vista detalló además que “en el pad #4 aterrizó 2 pozos en el horizonte de navegación La Cocina”, y que durante la completación del pad #4 no se observó conectividad entre el Carbonato inferior y La Cocina.
“Esto sugiere que los reservorios de dichos horizontes de navegación se encuentran aislados, lo cual agrega flexibilidad al desarrollo del área Bajada del Palo Oeste”, puntualizó la empresa.
Los 2 pozos del pad #4 aterrizados en La Cocina, MDM-2026h and MDM-2028h, tienen 2.177 metros de rama lateral con 44 etapas de estimulación hidráulica, y 2.554 metros de rama lateral con 51 etapas, respectivamente. Luego de 70 días, la producción acumulada y normalizada de los pozos MDM-2026h y MDM-2028h estaba 29% y 26% por sobre la curva tipo de Vista, respectivamente.
El pico IP-30 fue 1.989 bbl/d de crudo (2.187 boe/d) para el pozo MDM-2026h y 2.244 bbl/d de crudo (2.453 boe/d) para el pozo MDM-2028h.
En el pad #5 la Compañía aterrizó 2 pozos en La Cocina y 2 pozos en el Orgánico, con un promedio de rama horizontal de 2.444 metros y un total de 196 etapas de estimulación hidráulica para los 4 pozos. El pad #5 fue completado con un promedio de 8.5 etapas de estimulación por día, lo cual permitió conectar los 4 pozos del pad antes de lo previsto, entre el 28 de noviembre y el 2 de diciembre de 2020.
Vista remarcó que “los resultados exitosos del pad #4 y la conexión temprana del pad #5 impulsaron la recuperación de la producción que Vista había comenzado en septiembre de 2020”.
La producción promedio de la Compañía para el Cuarto Trimestre del año (4T 2020) fue aproximadamente 30.600 boe/d (shale oil y gas), un 20% por encima del promedio del trimestre anterior.
“La producción de salida del año 2020 fue de aproximadamente 35.000 barriles equivalente de petróleo día”, más del 20 % superior a la de 2019.
Fuentes allegadas a la energética YPF, de mayoría accionaria estatal, confirmaron en relación a la venta del edificio que es sede central de la compañía, en Puerto Madero, que “se ha puesto en marcha la posibilidad de ejecutar la operación ni bien se alcance una oferta con el valor esperado”. Según el mercado inmobiliario sería de U$ 400 millones.
En rigor, la decisión se enmarca en la estrategia de la petrolera de concentrar sus recursos en el core del negocio, esto es la producción de energía (y financiar con los recursos parte del plan de trabajo).
Pero la decisión también apunta a engrosar la política de austeridad y gestión eficiente que la firma que conduce Sergio Affronti (CEO) parece haber adoptado en esta etapa. Se trata de una magnífico edificio de 30 pisos y 160 metros de altura diseñado por el arquitecto César Pelli y construído en tiempos de Repsol YPF.
La decisión “se suma así a otras acciones corporativas que van en el mismo sentido y que pueden ser reconocidas como parte de la transformación que ha impulsado la pandemia de Covid-19 en función de las posibilidades que ha generado el trabajo remoto y de lo oneroso de mantener estructuras de importantes dimensiones”, explicó la fuente consultada.
Hay otros activos inmobiliarios en consideración de venta. De hecho hace un par de semanas hubo cierto revuelo político al interior del gobierno por un operación de venta de terrenos aledaños a la Universidad Nacional Arturo Jaureche (instalada en 2010 en dependencias que fueron sede histórica del Laboratorio de YPF en la ciudad bonaerense de Florencio Varela). El presidente de YPF, Guillermo Nielsen, deshizo tal operación.
La producción de petróleo en la Argentina se redujo en noviembre último 8.9 % interanual y 4.7 % en los últimos doce meses, en tanto que la producción total acumulada durante los meses de pandemia del Covid-19 se redujo 8.5 % respecto a iguales meses de 2019, reveló el informe elaborado y publicado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).
La producción de petróleo en yacimientos convencionales en noviembre de 2020 cayó 14.1 % i.a y se redujo 11.2 % durante los últimos doce meses, mientras que la producción de crudo no convencional (24% del volumen total) se incrementó 10.4 % i.a y 24.1 % en doce meses.
En cuanto al gas natural, en noviembre de 2020 la producción disminuyó 9.7 % i.a y 8.2 % en el acumulado anual. En el mismo mes , la producción de Gas convencional (57% del total) se redujo 7.2% i.a y 9.2% a.a en el último año.
Por segundo mes consecutivo, la producción no convencional del gas disminuyó más que la convencional: se redujo 13% i.a. y cae 6.9% a.a.
El informe del IAE detalla que la producción gasífera convencional y la variante no convencional Tight Gas, que entre ambas representan el 75 % de la producción total, disminuyen 9.7 % anual.
La producción total acumulada de gas durante los meses de pandemia se redujo 11.2 % respecto a iguales meses de 2019 (15.4 MMm3). Por su parte, en el mismo periodo la producción acumulada de YPF se redujo 23.6 % (10 MMm3/día) explicando el 65 % de la caída de la producción total de gas en pandemia y el 83 % de la reducción de las tres princiaples productoras.
YPF y Tecpetrol explican la caída de la producción en Vaca Muerta en la pandemia ya que, en ausencia de éstas, la producción en la formación aumentó 28.2 % aportando 2.5 MMm3/d adicionales.
Demanda
En noviembre de 2020 las ventas de naftas y gasoil aumentaron 9 % respecto a octubre de 2020 aunque se redujeron 15.3 % i.a. y 17 % en los últimos 12 meses.
“El consumo de naftas se recupera lentamente y de manera continua en los últimos 4 meses”. señala el informe.
Desde el inicio de la pandemia, el consumo de gasoil acumulado es 13 % inferior al de iguales meses de 2019, y el de naftas resultó 37.2 % menor en el mismo periodo.
La demanda total de gas natural se redujo 9.4 % intermensual en octubre de 2020 (último dato disponible), 8.3 % respecto de octubre de 2019 y 4.5 % a.a. Esto indica que la producción interna cayó más que la demanda en igual periodo.
En el periodo de pandemia marzo-noviembre, la demanda de gas es 8.5 % inferior a la de iguales meses de 2019.
Energía Eléctrica
La demanda total de energía eléctrica aumentó 4.1 % en noviembre de 2020 respecto al mes anterior aunque disminuyó 4.4 % respecto a noviembre de 2019.
“ Se sigue observando que cae toda demanda i.a correlacionada con la actividad industrial pero no así la demanda residencial, debido mayormente a un uso más intensivo en los hogares y, en menor medida, a factores climáticos”, señala el informe, y agrega que “en los últimos 12 meses (a noviembre) la demanda de energía eléctrica total disminuye 1.5 % a/a.”
Subsidios energéticos
Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a octubre de 2020 fueron $ 356.6 mil millones, esto es U$ 5.124 millones, y aumentaron 99.6 % respecto a igual periodo de 2019.
Cammesa lidera las transferencias recibidas con $ 262 mil millones y un aumento de 163 % tomando el 73 % de los fondos ejecutados. Por otra parte, según datos preliminares del Presupuesto Abierto, en diciembre los subsidios anuales acumulados alcanzaron los U$ 5.951 millones de los cuales U$ 4.417 millones han sido destinados a CAMMESA. De esta manera, el año 2020 termina con un nivel de subsidios energéticos 26 % superior a 2019 medido en dólares.
A partir de la cero hora del martes 5 de enero YPF ajustó a la suba los precios de sus combustibles líquidos en todo el país aplicando un incremento de 2,9 por ciento en relación a los previamente vigentes.
La petrolera de mayor participación en el mercado local explicó este incremento como derivación de los nuevos precios fijados -el lunes 4 por la Secretaría de Energía- para los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) que se utilizan como mezcla proporcional con el gasoil y la nafta fósiles.
Los precios de estos combustibles se conforman con el costo propio de elaboración como derivado del petróleo, más el componente de los Bio, más el componente impositivo que está dado por el Impuesto a los Combustibles Líquidos y al CO2.
En consecuencia, los nuevos precios de referencia de las naftas y gasoils de la marca YPF en estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Super $ 69,40; Nafta Infinia (Premium) $ 80,20; Diesel500 (común) $ 64,60 y el litro de Infinia Diesel $ 76,10.
Se estima que otras marcas de refinadoras-comercializadoras del mercado local también subirán sus precios en las próximas horas por el aumento en el FAME (éster metílico de ácido graso) y del Etanol.
El miércoles 16 de diciembre YPF y Shell (Raízen) incrementaron los precios de sus combustibles 4,5 % promedio país. Poco después hicieron lo propio Axion y otras marcas. Ello como resultado de un aumento para las petroleras (del orden del 1,5%) más el traslado a los consumidores del ajuste en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al CO2 (del 3%).
En ésa oportunidad YPF indicó que “al igual que en las actualizaciones anteriores, se buscó acortar las brechas (de precios finales al público) entre AMBA y el resto de las provincias”. Es decir que el incremento fue mayor en el Area Metropolitana de Buenos Aires, donde llegó al 5,5 por ciento.
Aquel de mediados de diciembre fue el quinto ajuste a la suba para los combustibles en el 2020 tras un congelamiento previo de nueve meses, cerrando el año con una suba acumulada de aproximadamente 25 %.
La Secretaría de Energía de la Nación pautó, a través de sus dos primeras resoluciones del año, nuevos precios para los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) a la vez que estableció cambios transitorios en la proporción de mezcla obligatoria para el caso del biodiesel.
La resolución 1/2021 suspendió hasta el 31 de mayo próximo inclusive el Procedimiento para la Determinación del Precio de Adquisición del Biodiesel (Resolución 83/2018 del ex MINEM y modificatorias), y fijó nuevos precios para este producto destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de la Ley 26.093 (de biocombustibles), pautando una secuencia mensual de incrementos de precios para este producto desde enero hasta mayo.
La Secretaría a cargo de Darío Martinez oficializó los nuevos precios en: Pesos 77.300 por tonelada del biodiesel para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de enero; Pesos 86.875 por tonelada para las operaciones en febrero de 2021; Pesos 89.975 por tonelada para las operaciones a realizarse en marzo; Pesos 90.300 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en abril; y en pesos 92.558 por tonelada para las operaciones en mayo venidero.
Asimismo, la Resolución “sustituyó transitoriamente”, para los meses de enero, febrero y marzo de 2021, la proporción obligatoria de biodiesel en su mezcla con el total del gasoil establecida en el 10 por ciento por las Resoluciónes 1283/2006 y 660/2015 de Energía.
Al respecto, la cartera a cargo de Darío Martínez pautó que la mezcla obligatoria será al 5 por ciento en enero; 6,7 % en febrero; al 8,4 por ciento en marzo, “retomando a partir del mes de abril de 2021 el 10% de mezcla obligatoria establecido por las normas precitadas”.
Energía explicó esta variación mensual en el porcentaje obligatorio para la mezcla biodiesel-diesel “a los fines de morigerar el incremento del precio del gasoil en el surtidor”, y en base a facultades que en tal sentido le otorgan la Ley 26.093 y el Decreto 109/07 que facultan a la Autoridad de Aplicación “a reducir los porcentajes de mezcla obligatorios de los biocombustibles con combustibles fósiles, ante situaciones de escasez como las que se presentarían en caso de mantenerse el escenario actual para los elaboradores de biodiesel del sector”.
Además, la nueva resolución “instruyó a la Subsecretaría de Hidrocarburos a que lleve a cabo la asignación mensual de biodiesel en el período comprendido entre enero y mayo de 2021, reduciendo a prorrata las cantidades que correspondan a las empresas del sector”, suspendiendo así la vigencia de pautas establecidas en la Disposición 333/2019, que fijó pautas para la distribución de las cantidades de biodiesel a abastecer por parte de las empresas elaboradoras del sector.
La Resolución 1/2021 precisó que “el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los treinta (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”.
También en el primer día hábil del año Energía oficializó la Resolución 2/2021 que “suspende hasta el 31 de mayo el Procedimiento para la determinación del Precio de Adquisición del Bioetanol elaborado a base de caña de azúcar” para su mezcla con la nafta fósil, que fuera aprobado a través de la Disposición 81/2019 de la ex Subsecretaría de Hidrocarburos del ex Ministerio de Hacienda.
En este sentido Energía pautó los siguientes precios mensuales para este producto destinado a su mezcla obligatoria en una proporción del 12 %, en el marco de la Ley 26.093: Pesos 43,600 por litro para las operaciones a llevarse a cabo en enero de 2021; Pesos 47,800 por litro para las operaciones en febrero; Pesos 48,700 por litro para las operaciones a llevarse a cabo en marzo; Pesos 49,600 por litro para las operaciones en abril; y pesos 51,132 milésimas por litro para las operaciones a realizar en mayo venidero.
En los considerandos de la resolución 2/2021 se hace referencia a que “a través de la Resolución 4/2020 la Secretaría de Energía “fijó los precios de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz destinado a la mezcla en el mercado interno con las naftas de uso automotor, en el marco de la necesidad de actualizar fraccionadamente los mismos para evitar significativos aumentos en el precio de las naftas en el surtidor que agraven aún más la economía de la población en el contexto de la pandemia”. En esta nueva resolución no se hace mención a los precios del bioetanol elaborado a base de maíz.
Al igual que en el caso del biodiesel, Energía estableció que “el plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente”.
El Centro Azucarero Argentino (CAA) comunicó que recibió “con alivio la medida de actualización del precio de bioetanol de caña de azúcar, que permite empezar a recomponer la economía de todas las empresas del sector sucroalcoholero comprometidas con la producción a escala de bioetanol para su destino como combustible”.
“Tras conversaciones con autoridades del CAA el pasado sábado 2 la Secretaría de Energía dispuso un sendero de recomposición del precio del bioetanol de caña de azúcar; que estuvo congelado desde diciembre de 2019 y había recibido sólo un aumento del 10% en octubre pasado. Esta medida permitirá a las empresas del sector mejorar la difícil situación económica que están transitando”, sostuvo la entidad empresaria.
El CAA dirigió una nota agradeciendo al Secretaría y a la Subsecretaria de Hidrocarburos “porque esta decisión refleja la voluntad política de recuperar a los biocombustibles del grave deterioro que tenían al momento de hacerse cargo de su cartera”. ”Esta recomposición es de fundamental importancia para la sostenibilidad económica de la actividad azucarera, principal motor productivo del Noroeste Argentino y con un empleo directo de 60.900 personas en campo e industria”, se indicó.
“Con este nuevo escenario, la industria sucroalcoholera dispone de un mejor panorama para llevar adelante las inversiones en el aprestamiento de las fábricas a la que está abocada para la zafra 2021, que comenzará en mayo próximo y en la que espera aprovechar toda su capacidad instalada para la producción de bioetanol”, señaló el CAA.
La Subsecretaría de Hidrocarburos fue instruída por la Secretaría de Energía de la Nación, a través de la resolución 448/2020, para llevar a cabo “una evaluación técnica y legal, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte”, para la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral del país.
Ello, luego que la cartera a cargo de Darío Martínez derogó por la misma norma la resolución 437/2019 de la Ex Secretaría de Energía del ex ministerio de Hacienda del gobierno de Mauricio Macri que había activado una convocatoria a empresas interesadas en la construcción de un gasoducto troncal desde Vaca Muerta (Neuquén) hasta el sur de Santa Fe.
La resolución ahora derogada había dado cumplimiento a la instrucción emanada del Decreto 465/19, de avanzar en una licitación pública nacional e internacional para adjudicar una licencia para la prestación del servicio de transporte de gas natural que contemplase como obligación el diseño y la construcción de un gasoducto que conectara la Subzona Neuquén (en las proximidades de la Localidad de Tratayén de esa Provincia) con la Localidad de Salliqueló, en la Provincia de Buenos Aires, y con las Subzonas Gran Buenos Aires y Litoral, en las proximidades de la Ciudad bonaerense de San Nicolás de los Arroyos.
Cabe referir que mediante la R-437/19 se consideró necesario modificar el marco normativo del gas natural regido por la Ley 24.076, en tanto la nueva licencia a otorgarse -a diferencia de las otorgadas por los Decretos 2457 y 2458/1992, no implicaba la operación de activos preexistentes sino que introducía como obligación de la habilitación, el diseño y la construcción de un gasoducto e instalaciones conexas para la posterior prestación del servicio de transporte.
Esa licencia sería otorgada por un plazo de 35 años con posibilidad de extenderla por 10 años. Hubo gestiones oficiales para conseguir financiamiento en los Estados Unidos, y también interés en presentarse por parte de un consorcio argentino-mexicano, pero el proceso de esa convocatoria se fue dilatando con sucesivas prórrogas de fechas para la presentación de ofertas.
El 28 de agosto de 2019, se prorrogó hasta el día 12 de noviembre, pero el 31 de octubre se prorrogó la fecha para abrir los sobres hasta el día 31 de marzo de 2020.
Esto se explica si se considera que en esos meses la situación económica y la financiera -interna y externa- de la Administración Macri hacía agua, y que la derrota electoral en las PASO primero, y en la votación definitiva luego, aceleró su debilidad.
Ya con el nuevo gobierno nacional, y a finales de marzo, la Subsecretaría de Hidrocarburos prorrogó la fecha para la presentación de ofertas y apertura de sobres hasta el día 30 de diciembre de 2020.
Energía refirió en la nueva resolución ahora oficializada que “es de público conocimiento que la pandemia por el virus COVID-2019, que impactó mundialmente desde inicios del corriente año, alteró sustancialmente las condiciones imperantes en todos los sectores de la industria y la economía nacional, y produjo una caída en la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos en todas las cuencas productivas del país”.
“Dichos cambios, sumados a las restricciones de circulación motivo de las medidas de aislamiento social, preventivo y obligatorio dictadas en resguardo de la salud pública, generaron que ciertas obras dejaran de ser prioritarias y que se pusiera énfasis en la generación de mecanismos que permitieran asegurar el abastecimiento de gas natural para los próximos años”, puntualizó Energía.
En este orden, refirió que “con el Decreto 892 (de noviembre último), se declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario la promoción de la producción del gas natural argentino, y se implementó un programa de incentivo a la producción e inversión para asegurar su abastecimiento en el mediano plazo y la generación de saldos exportables de gas natural”.
En los considerandos de la Resolución 448/20 se detalló todo el procedimiento seguido para activar el Plan Gas Ar 2020-2024, la licitación para adjudicar un volumen de gas natural base total de 70.000.000 m3 por día para los 365 días de cada año calendario, y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales del cuatrienio.
La Secretaría señaló ahora que “en esta instancia resulta prudente llevar a cabo una nueva evaluación técnica, a fin de considerar las mejores alternativas de construcción de un nuevo gasoducto y/o la ampliación de las capacidades de transporte, para la evacuación de gas natural producido en la Cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del AMBA y el Litoral, y para desplazar volúmenes de Gas Natural Licuado (GNL) importado”.
De hecho, en los últimos meses se han registrado reuniones entre autoridades del ENARGAS y representantes de las transportadoras TGN y TGS, a cargo de operar los sistemas troncales, para evaluar alternativas de incremento de la capacidad de transporte del gas.
Desde Energía, se analiza si tiene sentido tender un ducto que viabilice la exportación de gas local al sur del Brasil, a la vez que se encara la renegociación del contrato de suministro con gas de Bolivia a la Argentina.
Energía puntualizó que “resulta necesario evaluar el marco legal aplicable al futuro proyecto, teniendo en mira el interés del Estado Nacional y de los usuarios”.
La Secretaría de Energía aprobó la asignación de los volúmenes de gas natural adjudicados a mediados de diciembre por productor, distribuidoras y/o subdistribuidoras y cuenca de origen, en la licitación convocada en el marco del Plan Gas Ar.
Se trata de 67,42 millones de metros cúbicos diarios a suministrar durante todo el año, mas un volumen adicional de 3,60 millones de metros cúbicos día durante el período estacional de invierno, cuyos precios en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte van desde U$ 2,400 a U$ 3,660 por millón de BTU, según detalla un anexo de la resolución de la Secretaría de Energía 447/2020 publicada en el Boletín Oficial por el ministerio de Economía.
El anexo referido detalla la nómina de las empresas productoras y de las cuencas de origen del gas (Neuquina, TDF, Chubut y Santa Cruz) en yacimientos convencionales y no convencionales.
El listado de empresas productoras se integra con YPF, Pan American Energy, Tecpetrol, Pampa Energía, Total Austral, Shell Argentina, Pluspetrol, Vista Oil, Wintershall, y CGC, entre las mas importantes.
La misma resolución, firmada por el Secretario Darío Martínez, establece (Artículo 3) que “a partir de la entrada en vigencia de los contratos de abastecimiento a celebrarse en el marco del “Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino 2020-2024” (Decreto 892/2020) las distribuidoras de gas “no podrán realizar contratos de corto, mediano o largo plazo para la compra de gas natural en el PIST para abastecer a los usuarios del Servicio Otros Usuarios (Venta) Firme GNC u Otros Usuarios (Venta) Interrumpible GNC”.
Al respecto, se instruye a la empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA) para que, “en forma transitoria y durante el período comprendido entre el 1º de enero de 2021 y el 31 de marzo de 2021, contrate en forma directa a los usuarios del Servicio Otros Usuarios (Venta) Firme GNC u Otros Usuarios (Venta) Interrumpible GNC” que hasta ahora se abastecieron con gas natural adquirido por las distribuidoras, “por los volúmenes que los citados usuarios le pudieran requerir, a los precios de gas de los cuadros tarifarios actualmente vigentes en cada zona de distribución”.
El artículo 5° de la resolución instruye al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) para que dicte todos los actos administrativos que fueren necesarios a efectos de cumplir con lo establecido en cuanto a la provisión de los usuarios del servicio de compra-venta del GNC.
Además, la nueva resolución modifica y precisa una serie de aspectos técnicos y económicos que perfeccionan los contratos entre productoras y distribuidoras: “Precio de Venta”, “Mora. Intereses” y “Ley Aplicable y Jurisdicción”.
Así, el Precio del gas objeto de la Oferta (el Precio) será en pesos por m3 y será, en cada momento, el Precio en Cuadros Tarifarios vigente conforme a la definición del Decreto Nº 892/20 a 9300 kcal.
La obligación de pago del Precio del Comprador será igual al monto de aquella porción del Precio Ofertado que el Estado Nacional decida incluir en los Cuadros Tarifarios, conforme a lo dispuesto en el 892/20.
Para todos los efectos de la Oferta se utilizará la equivalencia de un MMBTU igual a 27,10473 Metros Cúbicos Equivalentes”.
En cuanto a intereses por mora se estableció que “la falta de pago en término hará incurrir al Comprador en mora automática, sin necesidad de intimación judicial o extrajudicial previa. A partir de la mora se devengará un interés del 150 % de la tasa de pizarra promedio del Banco de la Nación Argentina para plazos fijos en Pesos a treinta (30) días”.
La Oferta se regirá y será interpretada conforme a las leyes de la Argentina. A los efectos de la resolución definitiva de todas las controversias que deriven de la Oferta, las partes podrán optar por recurrir a arbitraje de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires o de la Cámara de Comercio Internacional de acuerdo con sus respectivos reglamentos, o a los Tribunales Federales con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.
A efectos de garantizar el cumplimiento de las obligaciones de pago de los contratos, las Distribuidoras y las Subdistribuidoras de gas natural por redes deberán depositar en una cuenta bancaria las sumas que perciban mensualmente correspondientes al concepto de gas del Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Dichos fondos serán afectados exclusivamente al pago del gas natural adquirido en el marco de los contratos emergentes del Decreto 892/20, y no podrán ser utilizados para erogaciones de otra índole.
Las Distribuidoras y las Subdistribuidoras deberán mantener informada en todo momento a la Subsecretaría de Hidrocarburos acerca de los datos y movimientos de la mencionada cuenta.
Asimismo, la resolución 447 convoca al Ministerio de Desarrollo Productivo, al de Ciencia, Tecnología e Innovación, a las provincias que adhieran al “Plan Gas Ar y a las organizaciones de trabajadores y trabajadoras y de carácter empresarial del sector, a formar parte de la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” creada por la Resolución 317/20 de la Secretaría de Energía. quienes deberán designar una o un representante titular y una o un alterno.
La Mesa de Trabajo deberá elaborar un informe trimestral de seguimiento, en el que se incluirán propuestas relativas a las sanciones a aplicar y a las medidas correctivas a exigir tendientes a revertir los eventuales incumplimientos por parte de las empresas beneficiarias del Plan Gas Ar. El informe deberá indicar de manera detallada cada caso de incumplimiento con su respectiva especificación de objeto, monto, contratista involucrado y empresas locales, regionales o nacionales afectadas.
La referida Mesa de Trabajo será presidida por un representante y secundada por un coordinador, en ambos casos designados por Energía, y su funcionamiento no se regirá por el principio de unanimidad, por lo que podrá emitir más de una opinión por cada informe en cuestión.
Las sanciones establecidas en el Decreto 892/20 serán verificadas por la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” y graduadas en función de la gravedad y el monto de las compras y/o contrataciones vinculadas con el eventual incumplimiento, su reiteración y la falta de reparación en los plazos que estipule la Autoridad de Aplicación.
La reiteración de incumplimientos y sanciones será causal de la exclusión de la Empresa Productora del “Plan Gas Ar”. La “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” llevará a cabo reuniones con una periodicidad mínima de una vez por mes, y serán convocadas a instancias de Energía.
La Resolución 447/20 prorrogó por un plazo adicional de 30 días corridos contados a partir de su vencimiento original, el plazo para la presentación por parte de las adjudicatarias del “Plan Gas Ar 2020-2024”, del Plan de Desarrollo de Proveedores que establece el Pliego de Bases y Condiciones aprobado por la Resolución 317/20 de la Secretaría de Energía.
En el marco del proceso de optimización y ordenamiento iniciado en 2020, la compañía YPF anunció cambios en su equipo gerencial “con el objeto de cumplir con su presupuesto y alineamiento estratégico, con soporte en la innovación y la tecnología”.
Fernando Giliberti, quien se venía desempeñando como Vicepresidente de Supply Chain (Cadena de Suministro) , tomará a su cargo la Vicepresidencia de Proyectos Especiales reportando a la Vicepresidencia de Servicios.
Su principal misión es la puesta en valor y optimización de activos y operaciones de la compañía, se indicó.
Asimismo, Walter Actis asumirá responsabilidad como Gerente de Supply Chain, reportando a la Vicepresidencia de Servicios “con el desafío de mantener y profundizar las optimizaciones logradas durante el 2020, afianzar el modelo operativo de Supply Chain y focalizarse en el desarrollo sustentable de proveedores”. En ese marco se crea la Gerencia de Desarrollo Sustentable de Proveedores.
A su vez Diego Pando asumirá la Gerencia General de AESA, “con el objetivo de alinear a esta compañía a las metas estratégicas de YPF”, refirió la empresa.
Fuentes de la compañía de mayoría accionaria estatal precisaron que este cambio en la organización refleja la decisión política del Management de YPF de promover el desarrollo sustentable de proveedores locales y fortalecer las economías regionales.
Se crea una Gerencia de desarrollo sustentable de proveedores en línea con las decisiones que viene tomando la actual gestión de fortalecer el vínculo y la presencia en las provincias donde opera la compañía.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad formuló cargos contra la concesionaria de distribución de electricidad Edesur argumentando que “se han verificado incumplimientos a las obligaciones contractuales en materia de seguridad pública por parte de la empresa, mediante una inspección “in situ” con motivo del evento del 22 de diciembre que afectó el suministro eléctrico a 317.000 usuarios y usuarias de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y representó el 28 % del total de la demanda de la empresa”.
Mediante la Resolución ENRE 91/2020, el Ente Regulador estimó “necesario y conveniente” disponer la realización de una Auditoría Técnica para determinar las causas que motivaron las interrupciones de suministro en esa jornada y verificar el cumplimiento de las obligaciones y compromisos contractualmente asumidos por la empresa”.
Un comunicado del Organismo regulador añadió que “a partir de dicha auditoría que realizará el Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias del ENRE, el Ente podrá proponer las medidas pertinentes para prevenir fallas de este tipo o similares y determinar acciones para minimizar los tiempos de reposición del suministro de energía eléctrica”.
El martes 22 de diciembre se produjo un incendio en el espacio de servidumbre debajo del tendido de Alta Tensión 61 y 62 “Ezeiza-Perito Moreno”, instalaciones propiedad de Edesur, que ocasionó la salida de servicio de la Sub Estación 048 Perito Moreno, ubicada en el barrio porteño de Parque Avellaneda, a las 15:32 hs”, describió el Ente.
Y añadió que “según pudo determinar personal de la Guardia de Acción Primaria (GAP) del ENRE, que realizó la inspección “in situ”, el cañaveral y pastizal donde se originó el incendio se encontraba sin mantenimiento de poda, raleo y desmalezamiento, lo cual configura una situación anómala que “resulta peligrosa a la seguridad pública por posibles descargas”, según explica el informe elaborado por la División de Inspección Técnica (DIT) del Ente.
El evento involucró la desconexión de las líneas de 220 kV (L62 y L61) que unen las Sub Estaciones (SSEE) Perito Moreno y Ezeiza, la apertura del interruptor de 220 kV del Transformador N°2 220/132 kV de la SSEE Transradio (del área de concesión de Edesur), de la SSEE Matanza (Edenor) y el desenganche simultáneo de la unidad COSTTG09 de la Central Costanera con 230 MW, afectando a las SSEE Perito Moreno, Liniers, Caballito, Alberdi, Luro, Autódromo, Falcón, Lugano, Pompeya, Constitución y Parque Patricios.
En función del informe técnico, la interventora del ENRE, Soledad Manin, determinó que corresponde iniciar un sumario administrativo y formular cargos a Edesur por incumplimiento de sus obligaciones en materia de seguridad, a fin de determinar su responsabilidad ante posibles sanciones.
“En este sentido, mediante la Resolución del Departamento de Seguridad Pública del ENRE N° 99/2020 se intimó a la empresa a presentar los registros de mantenimiento de la franja de servidumbre e informes de inspección; realizar y acreditar las mediciones de altura de conductores y de su distancia a la vegetación; y acompañar la documentación con el Informe de Bomberos para la determinación de las causas del incendio”, puntualizó el Organismo.
Acerca de este incidente, que implicó un corte masivo por casi cuatro horas, ése día la empresa calculó en una cifra similar a la citada ahora por el ENRE la cantidad de clientes afectados, e informó como causa del incidente “un incendio en pastizales debajo de la línea de Alta Tensión ( 220 Kv) en cercanías de la Subestación Perito Moreno (Autódromo, junto al puesto de interconexión)”, señalando que “ no descartamos que haya sido un atentado”.
“Actuaron las protecciones de las líneas y por eso salieron de servicio”, explicaron voceros de la compañía, remarcando que se trató de una causa “ajena a la empresa” en cuanto a su origen.
En este punto no hay coincidencia con el Ente Regulador y de allí la auditoría técnica.
Entre los barrios afectados por el corte masivo estuvieron Pompeya, Constitución, Parque Patricios, Parque Chacabuco, Villa Lugano, Flores, Floresta y Villa Luro .
Maniobras técnicas a cargo del personal de la compañía posibilitaron la restitución progresiva del suministro en una secuencia que fue desde las 16 hasta pasadas las 19.30.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad detalló aspectos del “Acuerdo para el Desarrollo del Plan de Trabajo Preventivo y Correctivo de la Red de Distribución Eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires” suscrito sobre el final del año por el Secretario de Energía, Darío Martínez, la interventora del ENRE, Soledad Manin, y los presidentes de las empresas concesionarias del servicio de distribución de electricidad en el AMBA, Ricardo Torres, de EDENOR y Juan Carlos Blanco, de EDESUR.
El acuerdo condiciona a las distribuidoras a invertir el monto de la deuda cancelada por consumos de medidores comunitarios, para mejorar la calidad del servicio eléctrico en 32 municipios de la Provincia de Buenos Aires y 12 comunas de la Ciudad de Buenos Aires.
Mediante el acuerdo suscrito, se dispone una inversión inicial de 4.106 millones de pesos, como contrapartida de saldos impagos adeudados sobre los consumos eléctricos de los medidores comunitarios en barrios populares.
El acto contó con la presencia del subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni.
El Plan de Inversión y Obras fue impulsado por el ENRE y la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, con el objetivo de “mejorar la calidad del servicio y comenzar a revertir la deficiente infraestructura de distribución de energía eléctrica en el AMBA, producto de años de inversión insuficiente”, señaló en Ente.
Las obras beneficiarán a 1.500.000 usuarios y usuarias en 32 municipios de la Provincia de Buenos Aires y 12 comunas de la Ciudad de Buenos Aires, mediante la expansión y renovación de más de 900 kilómetros de red en Media y Baja Tensión, la instalación de más de 400 nuevos centros de transformación, de 6 nuevas subestaciones y 187 nuevos equipos de telemando, así como por la normalización de más de 23.000 conexiones.
“Poner en marcha estas obras, pensadas para corregir y prevenir deficiencias en el suministro de energía eléctrica en el AMBA, es la concreción de una política activa de un Estado que constantemente busca soluciones para los usuarios y usuarias del servicio público de electricidad que se pone a la vanguardia en la defensa de sus derechos”, explicó la interventora del ENRE.
El Plan considera la necesidad de normalización en las conexiones eléctricas de los barrios populares y otras zonas donde la continuidad de este servicio público, que resulta esencial para la vida, la salud y el trabajo de los argentinos, presenta dificultades.
La incidencia territorial del cronograma de inversiones es resultado de las demandas manifestadas por los Municipios en las Mesas Técnicas de Trabajo articuladas e implementadas por el ENRE.
En el sur del Gran Buenos Aires, mejorará la disponibilidad del suministro eléctrico para el 71,90 % de las personas usuarias.
El ENRE realizará el seguimiento, verificación, control y fiscalización técnica de las obras a ejecutar por las concesionarias e informará periódicamente de los avances al Ministerio de Economía de la Nación, se indicó.
Pampa Energía firmó un contrato de venta de la totalidad de las acciones Clase A de la distribuidora de electricidad Edenor que tiene en posesión, representativas del 51% del capital social de dicha compañía, con Daniel Vila, Mauricio Filiberti, José Luis Manzano y un grupo de fondos de inversión y compañías representados por estos últimos.
El cierre de la transacción, se indicó, se encuentra sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones precedentes usuales para este tipo de transacciones, incluyendo entre otras, la aprobación por parte de la asamblea de accionistas de Pampa, y del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
Al comunicar la operación, la empresa del grupo que encabeza Marcelo Mindlin destacó que “esta venta forma parte del ambicioso plan de Pampa Energía de enfocar sus inversiones en la generación de energía y exploración y producción de gas, con especial foco en el desarrollo y la explotación de sus reservas de gas no convencional (shale y tight gas)”.
“El precio de compra acordado consiste en un pago de U$ 100.000.000 compuesto de la siguiente manera: (i) 21.876.856 Acciones Clase B de Edenor (el “Precio en Especie”) por un valor de U$ 5.000.000; (ii) U$ 95.000.000 (el “Precio en Efectivo”), a pagarse U$ 5.000.000 a la firma de la transacción, U$ 50.000.000 al cierre y U$ 40.000.000 financiados a un plazo de un año”.
La historia de Pampa en Edenor se remonta al año 2005, cuando se adquirió el paquete accionario a Électricité de France (EDF), una multinacional francesa. Edenor estaba en situación de default con sus obligaciones financieras desde 2002, tenía deudas que superaban los U$ 550 millones, y EDF demandaba en el CIADI al Estado argentino más de U$ 900 millones.
En manos de empresarios nacionales, se eliminó la amenaza que representaba para la Argentina el millonario juicio contra el Estado y se renegoció la deuda para preservar la supervivencia de la concesión en atención a los compromisos de inversiones asumidos y mejorar la calidad del servicio.
Hoy, luego de un intenso trabajo de 15 años, Edenor tiene U$ 93 millones de deuda financiera y el juicio en el CIADI contra el Estado argentino fue eliminado definitivamente, detalló la Compañía.
Asimismo, se puntualizó que “en estos 15 años, Edenor nunca repartió dividendos a sus accionistas, por lo que Pampa Energía nunca retiró ganancias de la compañía, reinvirtiendo absolutamente todos los ingresos en mejoras a la red”.
El 26 de abril de 2007, Edenor se convirtió en la primera compañía argentina de servicios públicos en cotizar sus acciones en la bolsa de Nueva York, hito que significó un aumento de capital de casi U$ 70 millones, que ingresaron al país y que fueron destinados a inversión.
“En estos 15 años se invirtieron más de U$ 2.400 millones en la ampliación de la capacidad de distribución, la modernización técnica de las instalaciones y la transformación digital de procesos, que resultaron en mejoras sustanciales en la calidad del servicio: en los últimos años se vino registrando un crecimiento sostenido en la satisfacción de sus más de 9 millones de usuarios y en 2020, a pesar de las dificultades, se incrementó a 82,1% de aprobación”, se explicó.
Al comunicar la operación de venta también se destacó que “en estos últimos años Edenor redujo la duración de los cortes en el suministro eléctrico en el 60%, y a pesar del contexto desfavorable y el aislamiento social de este año (a consecuencia de la pandemia del Covid-19), la compañía invirtió más de $ 10.000 millones en 380 obras activas dentro del área de concesión”.
“Además, se realizaron 5.000 intervenciones diarias sobre la red eléctrica, lo que derivó en la incorporación de tecnología y personal, dando trabajo a casi 5.000 colaboradores más otros 6.000 contratistas”, se detalló.
Todo esto, agregó el comunicado de la distribuidora que opera en el área norte de la CABA y del Conurbano bonaerense, “se logró en un contexto desafiante, ya que desde 2005 Edenor incrementó 30% la cantidad de clientes y la potencia máxima demandada creció 58%, por lo que se sumaron más de 7 mil kilómetros de líneas a la red, aproximadamente 600 alimentadores, y la potencia instalada se incrementó en un 61%”.
“Estos logros fueron posible gracias al excelente nivel del plantel profesional, directivos y trabajadores a quienes les agradecemos su compromiso inclaudicable aun en momentos muy difíciles”, destacó la empresa.
Plan estratégico de inversiones de Pampa
Pampa es el mayor generador privado de energía, la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina.
En la reciente licitación realizada por el gobierno nacional en el marco del Plan Gas Ar, la compañía resultó adjudicataria, a partir del 1 de enero de 2021, de un volumen base de 4,9 millones de m3/día de gas natural a un precio medio anual de U$ 3,60 por millón de BTU y un volumen adicional en el periodo invernal de 1 millón de m3/día a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU, por los próximos cuatro años.
Con un incremento de más del 20%, Pampa es la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida entre inyección base y período invernal, y figura quinta a nivel nacional y tercera en la Cuenca Neuquina en cuanto a volúmenes ofertados. Además, es uno de los tres únicos productores que ofreció un volumen adicional durante el período invernal.
Para alcanzar esta mayor producción, que permitirá al país ahorrar reservas y abastecer al mercado durante los picos de consumo, Pampa invertirá U$ 250 millones durante los próximos 4 años que dura el Plan, y en particular más de U$ 100 millones aproximadamente se concentrarán en 2021.
A su vez, en forma adicional a los U$ 350 millones invertidos en la ampliacion de la Central Termoeléctrica Genelba en junio 2020, Pampa invertirá U$ 200 millones en el cierre de Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, destacó Pampa.
La Hidroeléctrica Yacyretá puso en funcionamiento las turbinas U1 y U3 que fueron rehabilitadas, luego de 26 años de servicio, en el marco de un programa de reacondicionamiento de todo el parque de turbinas que integran la Central (20) para la extensión de su vida útil y mejora de la producción de energía.
El proceso de rehabilitación de estas dos turbinas demandó quince meses de trabajos y participaron más de 150 especialistas del Departamento Técnico de la EBY, en coordinación con la supervisión de obra FIUNaM y el Consorcio Internacional CAPY (IMPSA-CIE).
Del acto de puesta en funcionamiento participaron el Director Ejecutivo por Argentina, Ignacio Barrios Arrechea, su par Nicanor Duarte Frutos y el Presidente de Paraguay, Mario Abdo Benítez.
Al finalizar la puesta en marcha de las turbinas, las autoridades se trasladaron hasta el Brazo Aña Cuá donde se emplazará una central con tres turbinas adicionales que permitirán incrementar la producción de Yacyretá.
Los funcionarios presenciaron la primera explosión controlada en roca maciza realizada en la zona de obras para la Maquinización del Aña Cuá.
Los trabajos que se están llevando adelante son: construcción de obras temporarias (ataguías, caminos, líneas eléctricas de obra, campamento, obradores, comedores, plantas elaboradoras de hormigón, planta de trituración, polvorín), además de la excavación de suelo en la zona de casa de máquinas, canal de aducción, canal de restitución y bombeo para control de agua.
Acerca de la puesta en Funcionamiento de las turbinas U1 y U3 Barrios Arrechea señaló que “estos procesos han permitido y nos van a permitir un gran ahorro en tiempo para la rehabilitación de las próximas turbinas. Esto significará más producción, más energía y más vida útil”.
En cuanto a la ejecución de la maquinización del Brazo Aña Cuá indicó que “se está llevando adelante con recursos propios y basados en la generación actual de energía”. “La nueva Central producirá un 20% extra de energía para Yacyretá”.
Nicanor Duarte Frutos, destacó que “estamos logrando los acuerdos y resoluciones que servirán para el desarrollo y la prosperidad de nuestros pueblos” y destacó el trabajo de las universidades Nacionales de Misiones y de Itapúa, Paraguay, en la recuperación de las unidades generadoras.
Barrios Arrechea recorrió la Central Hidroeléctrica y refirió que las turbinas que se pusieron en marcha se encuentran dentro del Programa Estratégico para la recuperación del parque generador.
“El recambio realizado representa una extensión de la vida útil de las mismas de entre 30 y 40 años permitiendo a su vez y gracias a un nuevo diseño de ciertos componentes, mejorar la generación de energía, previendo encarar en el curso de 2021 la rehabilitación de nuevas turbinas”.
En el contexto de la Pandemia, la demanda de energía eléctrica registró en noviembre una baja promedio país de 4,2 % en comparación con el mismo mes del año pasado, y tuvo un leve aumento de 0,8 por ciento respecto de octubre último, según datos de la fundación Fundelec.
El consumo de electricidad en la CABA y en el Conurbano bonaerense mostró un importante descenso, tanto en el área a cargo de EDESUR (-8,2%) como en la operada por EDENOR (-4,3%), tendencia que también se evidenció en el resto del país, donde se presentó una caída general de 4%, según datos provisorios de CAMMESA referidos en el informe de la Fundación.
El informe destacó la ocurrencia de una importante caída en el consumo industrial y comercial que no se logró compensar con el ascenso en el consumo hogareño, tal como sí pasó en octubre. Así, noviembre representó la cuarta caída consecutiva del año, luego del descenso de agosto (-6,7%), septiembre (-1,7%) y octubre (-3,5%). Entre enero y noviembre de 2020 el consumo eléctrico acumula una baja de -1,7%.
En noviembre de 2020 la demanda neta total del MEM fue de 10.090,9 GWh mientras que en el mismo mes de 2019 había sido de 10.372,4 GWh . Por lo tanto, la comparación interanual pone en evidencia un descenso de 4,2%. Esta caída interanual se da luego de leves ascensos en junio y en julio, pero también de una fuerte caída en agosto, septiembre y octubre de 2020.
Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 0,8% respecto de octubre de 2020, cuando había tenido una demanda de 10.007,5 GWh.
Aunque existe un aumento de la demanda residencial, aún impactó en noviembre la coyuntura de distanciamiento social por la pandemia del Covid-19 y la menor actividad comercial e industrial. Esto se demuestra en la reducción del consumo en esos sectores de la actividad económica. Según los datos de CAMMESA se puede discriminar que del consumo total de este mes, el 44% (4.439 GWh) pertenece a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 27% (2.754,4 GWh) y el industrial 29% (2.897,5 GWh).
También, en la comparación interanual, la demanda residencial ascendió 1,4%, la comercial cayó 11,3%, mientras que la industrial bajó 5,8% .
Asimismo, en torno al consumo de potencia, se puede destacar que la máxima demanda de potencia de este mes quedó cerca 4.000 MW por debajo del record histórico y a poco más de la mitad de la potencia instalada que informa CAMMESA: 22.289 MW es el máximo consumo de potencia de octubre, contra el record de 26.320 MW de febrero de 2018, y 41.991 MW de potencia instalada.
La demanda de electricidad registra en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2020) 6 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo, -7,6%; agosto -6,4%; septiembre -1,7%; octubre – 3,5%; y noviembre de 2020, -4,2%) y 6 meses de suba (diciembre de 2019, 3,3%; enero de 2020, 2,3%; febrero , 1,3%; marzo , 9,3%; junio 0,9%; y julio de 2020, 1,2%). Hasta el momento, los once meses del 2020 presentan una caída del -1,7%. En cambio, el año móvil (diciembre de 2019 a noviembre de 2020) presenta un descenso de -1,1%.
En cuanto al consumo por provincia, en noviembre fueron 21 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos: Chubut (-22%), Formosa (-13%), Corrientes (-10%), Santa Cruz y Chaco (-8%), San Juan (-7%), La Pampa (-6%), Santiago del Estero (-4%), Mendoza, Neuquén y EDELAP (-3%), Córdoba, La Rioja, Salta y San Luis (-2%), Jujuy , Misiones, Santa Fe y Tucumán (-1%), entre otros.
En tanto, 5 provincias presentaron ascensos en sus consumos de energía eléctrica: Catamarca y EDES (4%), EDEN (3%), EDEA y Entre Ríos (1%), mientras que Río Negro mantuvo su consumo con respecto el año pasado.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30% del consumo total del país y totalizaron un descenso conjunto de 6,1%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 4,3%, mientras que en EDESUR la demanda descendió 8,2%. En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 4%.
La temperatura media de noviembre fue de 21.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.7 °C, y la histórica del mes es de 20.3 °C.
GENERACIÓN
Acompañando el comportamiento de la demanda, la generación local presentó un crecimiento siendo de 11.690 GWh para noviembre último contra 10.641 GWh registrados en noviembre de 2019. Además, la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja y presentó una caída. Se importaron 24 GWh para noviembre de 2020, prácticamente de origen renovable y de excedentes hidráulicos, concentrada en días de alta exigencia.
En este sentido, la generación térmica y la hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, destacándose además el crecimiento en la participación de las energías renovables, superior a la energía nuclear.
La generación hidráulica bajó considerablemente y se ubicó en el orden 1.980 GWh en noviembre de 2020 contra 2.875 GWh en el mismo periodo del año anterior. Así, en noviembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 66,29% de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron al 16,90% de la demanda, las nucleares proveyeron al 5,79%, y las generadoras de fuentes alternativas al 10,82% del total. La importación representó el 0,20% del suministro total.
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 17-12)
Según informa CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 17 de diciembre, es de 14,8% comparada con el mismo período de 2019. Aunque en la industria en total, para el mismo período, la caída sólo es de 0,8%, desde marzo hasta junio de 2020 existió una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse.
Si comparamos las primeras tres semanas de diciembre de 2020 (ya sin aislamiento en la mayoría de las regiones del país) para días similares en cuanto a temperatura (para este caso 23°C, valor esperado para el periodo) y tipo de día (hábil), con respecto a los mismos días de diciembre 2019, en valores medios se observa una suba de la demanda total alrededor de 1,1%.
A diferencia del mes de anterior, noviembre de 2020 sólo fue alcanzado por el aislamiento en los primeros ocho días (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) dispuesta desde el viernes 20/03/2020, algo que, sin embargo, aún está impactando principalmente en la baja de la Gran Demanda.
Al observar la demanda GUMAs (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando en noviembre alrededor del 98% de su demanda previa.
El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. Se destaca el repunte de consumo de electricidad en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, aunque no compensan las pérdidas de meses anteriores.
Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a la extracción de petróleo, productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz. No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al 3,4%. Uno de los sectores que más se recuperó en el último mes es el de Madera y Papel con 11,9% y Petróleo y Minerales con una suba de 5,3%.
En relación a la semana previa a la cuarentena para días hábiles, se observa un mayor recupero de la demanda desde los últimos días de octubre, desde la aplicación del Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO). Si miramos la segunda semana de diciembre, la Gran Demanda pasa de una caída de algo más del 37% a un nivel de alrededor de 3%, es decir, casi alcanzado la misma demanda previa a la cuarentena (sin ALUAR), puntualizó el informe.
Una cantidad calculada en 300 mil clientes de la distribuidora Edesur resultaron afectados (22/12) por un corte en el suministro de electricidad en la zona centro-sur de la Ciudad de Buenos Aires, y la normalización casi total del servicio demandó casi cuatro horas.
La empresa informó como causa del incidente “un incendio en pastizales debajo de la línea de Alta Tensión ( 220 Kv) en cercanías de la Subestación Perito Moreno (Autódromo, junto al puesto de interconexión) y no descartamos que haya sido un atentado”.
“Actuaron las protecciones de las líneas y por eso salieron de servicio”, explicaron voceros de la compañía, remarcando que se trató de una causa “ajena a la empresa” en cuanto a su origen.
Los barrios afectados por el corte masivo fueron Pompeya, Constitución, Villa Lugano, Flores, Floresta, y Villa Luro .
Maniobras técnicas a cargo del personal de la compañía posibilitaron la restitución progresiva del suministro en una secuencia que fue desde las 16 hasta las 19.30, cuando la página del ENRE dio que aún restaban conectar 2.200 clientes, según datos de la distribuidora.
La subasta convocada a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para la provisión interrumpible de gas natural durante el mes de enero 2021 a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) arrojó como resultados trece ofertas que totalizaron 14.400.000 metros cúbicos diarios a un precio promedio país de 2,1460 dólares el millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de U$ 2,6311 el MBTU puesto en el ingreso al Gran Buenos Aires (GBA).
Las ofertas llegaron de productoras y comercializadoras de gas de las cuencas Neuquina (seis ofertas por un total de 5.000.000 M3/día), Tierra del Fuego (cuatro ofertas por 5.900.000M3/día), Santa Cruz (una oferta por 2.500.000 M3/día), y Chubut ( dos ofertas por 1.000.000 M3/día). No hubo oferta desde la Noroeste.
En cuanto a los precios por cuenca, fueron de 2,2982 (PIST) y de 2,6367 (PGBA) para el gas neuquino; de 2,2000 (PIST) y 2,6137 (PGBA) para el gas de Chubut; de 2,0700 (PIST) y 2,6259 (PGBA) para el proveniente de Santa Cruz; y de 2,0400 (PIST) y 2,6316 (PGBA) para el gas de Tierra del Fuego.
Los precios resultantes de esta última subasta resultaron inferiores a los anotados para la provisión de diciembre, cuando se habían registrado 62 ofertas por 58 MM3/día a un promedio de U$ 2,32 el MBTU para el PIST y U$ 2,82 MBTU puesto en el GBA.
En el marco de la reunión de Gabinete Nacional que encabezó el presidente Alberto Fernandez en la ciudad de Río Grande, el secretario de Energía, Darío Martínez, firmó con el gobierno de Tierra del Fuego un acuerdo por el cual esa provincia será incorporada al fideicomiso del Gas Subsidiado GLP, y como agente del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
De esta manera, si bien por razones de índole técnica la vinculación física aún no se ha producido, el sistema eléctrico fueguino va a contar con el mismo marco normativo que hoy en día tienen los generadores y distribuidores del resto del país a través del establecimiento de un precio estacional, la provisión de combustible y la remuneración a los generadores.
Unas 60 compañías ya confirmaron su lugar en la AOG 2021, la Exposición Internacional del Petróleo y el Gas más importante que tiene la Argentina, que se realizará del 22 al 25 de noviembre próximos. El evento reunirá durante cuatro días a los protagonistas de la industria de los hidrocarburos.
Como en cada edición, allí se analiza la realidad del sector, el futuro y oportunidades del mercado, se generan nuevos contactos y se muestran las novedades de la industria. Además, es un irreemplazable lugar de encuentro entre colegas.
Para la edición 2021 ya hay importantes operadoras confirmadas y estamos muy satisfechos porque la presencia de las empresas en este lanzamiento comercial inicial significa un reconocimiento a la importancia de este tipo de encuentros, para impulsar los negocios y volver a relacionarse con sus clientes”, afirmó Martín Kaindl, Director de Relaciones Institucionales del IAPG.
Cuando falta menos de un año para la realización de la Argentina Oil&Gas Expo 2021; y tras evaluar minuciosamente las variables y desafíos que imponen los cuidados ante la pandemia,el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) realizó el sorteo de adjudicación de espacios, en el que ya recibió el apoyo de las empresas del sector. El sorteo de adjudicación de espacios se realizó el 10 de diciembre de forma virtual.
Al respecto, Ezequiel Gorbarán, Gerente de Proyecto de la AOG, comentó que “al redefinir el calendario de las AOG hemos priorizado las necesidades del mercado y la industria: analizamos si será rentable para los expositores, si los visitantes van a poder venir y si se van a poder hacer negocios. A la larga, es lo que las empresas agradecen y reconocen con su fidelidad: entienden que trabajamos codo a codo con ellos y para ellos”.
Organizada por el IAPG y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, la muestra ofrecerá a los visitantes productos, servicios y un ámbito para la discusión y actualización técnica y académica.
Los visitantes podrán encontrar tecnologías relacionadas con la exploración, la producción; distribución; transporte; refinación, elaboración y comercialización; además de compañías de servicios especiales y proveedores de materiales y equipos, entre otros.
Dentro de las novedades, la AOG 2021 también contará con diversas propuestas digitales y on-demand, para que nadie se pierda la expo.
La 12a edición del evento se llevará a cabo del 22 al 25 de noviembre de 2021 en La Rural Predio Ferial de Buenos Aires. Para reservar un stand, contactar al Comité Organizador vía email aog@argentina.messefrankfurt.com o al teléfono +54 11 4514 1400. Para más información sobre la exposición: www.aogexpo.com.ar
El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE), que preside el ex secretario de Energía del radicalismo Jorge Lapeña, cuestionó una serie aspectos relacionados el diseño, la implementación y los resultados alcanzados por el gobierno nacional con la licitación realizada para el abasto de gas natural local por los próximos cuatro años.
A continuación E&N publica el texto elaborado y difundido por la entidad:
“El 15 de diciembre de 2020 el gobierno nacional públicó el resultado de la licitación para el abastecimiento de gas natural con destino a usuarios abastecidos por distribuidoras y a usinas en el marco del nuevo Plan de estímulo a la producción de gas – esquema 2020- 2024-” conocido como Plan Gas 4.
En relación con los resultados de la licitación, el volumen a ser asignado era de 70 millones de m3 de gas diario hasta el año 2024 a un precio PIST[1] de referencia de USD 3.70 por millón de BTU.
Se recibieron ofertas que cubrieron el 97% del volumen a licitar por 67.82 MMm3/día, lo que aseguró que todas las ofertas recibidas fueran aceptadas. El 27% del volumen ofertado tiene origen en la cuenca Austral (18.53 MMm3/día), mientras el 73% restante (49.29 MMm3/día) llegará desde la cuenca Neuquina.
Las ofertas de seis empresas explican el 89% del volumen ofertado, cuyos precios oscilaron entre los USD/MMBTU 3.5 y 3.66. YPF fue la empresa que mas volumen aportó: 31% del total a USD 3.66, el mayor precio de la compulsa.
Con esta configuración de volúmenes y precios, el precio promedio ponderado total de la licitación fue de USD/MMBTU 3.54 explicado por un precio de USD 3.44 de la cuenca Austral y de USD3.57 de la cuenca neuquina.
Por lo tanto, el resultado de la licitación representa un aumento del 30% del precio del gas en dólares para los usuarios residenciales/comerciales abastecidos por las distribuidoras de gas natural y un aumento del 60% del precio del gas con destino a usinas respecto a los precios que se pagan actualmente.
En síntesis, durante 2021 se subsidiará casi el 70% de la producción local de gas natural, sin discriminación alguna entre producción convencional o no convencional.
Nuestros Comentarios:
En relación con el precio del gas son varias las consideraciones a realizar:
Llama la atención que de la compulsa de precios no participaron los actores que conforman la demanda a ser abastecida: Distribuidoras y Usinas – en este caso representadas por la empresa CAMMESA – y se evitó el ámbito del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), donde hasta el momento se han realizado las subastas en un marco de transparencia de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.
La escasa dispersión de precios de las ofertas y la falta de participación de la demanda abren dudas sobre los márgenes de competencia de la compulsa realizada, que como consecuencia fija el precio del gas en los próximo 4 (cuatro) años. Por lo tanto, proponemos se solicite a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia que analice el diseño, resultados y condiciones de competencia de la licitación realizada.
El PG4 se trata del quinto plan de promoción a la producción de gas en los últimos ocho años y repite el mismo error de sus antecesores: fija precio de referencia sin “gestión de costos”. Es decir, no existe análisis técnico, por lo menos de carácter público, que respalde la decisión de fijar precios mínimos o sostén, que en este caso fue de USD/MMBTU 3.70, pero que en versiones anteriores alcanzo los USD 7.5 por unidad térmica.
En línea con lo anterior el diseño e implementación de este plan nunca fue objeto de una consulta pública abierta, ni fueron presentados los documentos técnicos que respaldaran las estimaciones de beneficios esperados de este plan.
La falta de una política tarifaria hace que el efecto total del aumento del precio del gas natural en la tarifa final de los usuarios de energía eléctrica y gas natural sea incierto. Mas aún si consideramos que los aumentos previstos para marzo/abril de 2021, impactarían en tarifas en medio del calendario electoral.
La contracara de lo anterior es el incierto costo fiscal de esta medida para 2021-2024. En este punto la información que surge de fuentes oficiales es disímil y contradictoria. Si vemos la asignación en el Presupuesto Nacional, este Plan recibe poco más de USD 200 millones. Sin embargo, Presidencia de la Nación informó un costo fiscal de USD 1.491, mientras en las ultimas semanas las cifras informadas por funcionarios del área energética oscilan entre los USD 600 y los USD 800 millones por año.
A diferencia de sus antecesores, el PG4 no intenta incrementar la producción local y no logró obtener ofertas adicionales para abastecer el próximo invierno 2021, por lo tanto, no se alcanzó uno de los objetivos promocionados como beneficios de esta medida: el ahorro de importaciones y de las divisas asociadas a estas operaciones. ¿Cómo se abastecerá la demanda prioritaria el próximo invierno?, ¿Cuál será el costo? ¿Cómo quedan los beneficios de este plan en vistas a los resultados obtenidos? son preguntas que todavía no encuentran respuesta.
En vistas a los resultados obtenidos, el PG4 presenta a YPF como la gran beneficiada (empresa con el 51% de capital nacional y el 49% de capital privado local y extranjero). La empresa logró asegurar por cuatro años la venta del 50% de su producción de gas natural a cambio de un precio 35% superior al precio promedio vigente. Quizás estamos en presencia de un nuevo mecanismo indirecto de “auxilio” a la delicada situación económico/financiera de la principal petrolera argentina, que está en línea con el destino de una parte de la recaudación del impuesto a la riqueza, o la recomposición del precio de los combustibles líquidos en el mercado interno.
DAPSA –Destilería Argentina de Petróleo SA–, perteneciente al holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP), invirtió 22 millones de dólares para renovar y embanderar a 100 estaciones de servicio ubicadas en 11 provincias del país, cumpliendo así con su plan de expansión estratégico.
El Director General Ejecutivo de DAPSA, Pablo Arnaude señaló que “hemos alcanzado la renovación integral de las primeras 100 estaciones de servicio que son parte de las 200 estaciones que hoy forman la Red DAPSA”.
“Tenemos una mirada estratégica y de largo plazo en el sector, DAPSA elabora en su planta de lubricantes y grasas el 19 % de lubricantes y el 60 % de las grasas del mercado argentino. Desde hace más de 45 años es un actor relevante en el downstream en la Argentina, aportando valor en todos los procesos donde participa”, agregó.
Por su parte el Director Comercial de DAPSA, Hugo David remarcó que “este año invertimos en el desarrollo de las estaciones, aportamos capacitación en políticas comerciales, de gestión y de seguridad para los empleados de las estaciones de servicio. Incorporamos las nuevas tiendas de conveniencia Stop & Go y recientemente lanzamos nuestra Línea de lubricantes y grasas con la marca DAPSA EL3MENT, complementando el portfolio de productos que se comercializan en nuestra red y distribuidores agros en todo el país”.
DAPSA se consolida como una red relevante en el mercado, que brinda en el sector del downstream en Argentina, combustibles y lubricantes, que se complementan con los servicios de almacenaje, logísticos e industriales.
Las 100 estaciones urbanas y de ruta que cuentan con la nueva imagen están ubicadas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Tucumán, Santa Fe, Córdoba, Entre Ríos, Mendoza, Santiago del Estero, La Rioja, Catamarca y Corrientes, a las que resta sumarle el resto de las 200 estaciones en el 2021.
DAPSA entrega sus productos a su red de 200 estaciones de servicio del país desde cinco terminales radicadas en Dock Sud (Buenos Aires), Barranqueras (Chaco), San Lorenzo (Santa Fe), Luján de Cuyo (Mendoza) y Monte Cristo (Córdoba), lo que permite asegurar la cobertura de la demanda federal en tiempo y forma.
DAPSA es una empresa con 100 años de actividad orientada a la producción de especialidades y servicios en el negocio petrolero, producción y fazon de lubricantes y grasas, almacenaje de Petróleo y derivados en tanques de gran escala; Cuenta con puerto propio en Dock Sud, Provincia de Buenos Aires en un predio de 35 hectáreas con capacidad de almacenaje de más de 125.000 metros cúbicos, con una capacidad de despacho de 200 camiones diarios.
La transportadora troncal TGS y Oilstone firmaron un acuerdo por siete años para que TGS brinde sus servicios de compresión y acondicionamiento de gas natural desde su planta de acondicionamiento en Plaza Huincul, consolidando así su rol como Midstreamer en la provincia del Neuquén.
El acuerdo con Oilstone, incluye servicios por un volumen que podrá llegar a los 300.000 m3/día de gas natural, sumando el desarrollo de obras de recuperación y optimización de infraestructura, necesarias para efectivizar la llegada, el ingreso y la medición del gas a la planta Plaza Huincul de TGS.
Este convenio, permitirá agregar valor a la producción de hidrocarburos, en las cuales Oilstone actúa como operador. Abarca la prestación de servicios a la producción de gas natural de las concesiones Cerro Bandera, – de la cual Oilstone es titular del 100% de la concesión -, y Puesto Cortadera y Portezuelo Minas, – concesiones que forman parte de la UTE Dorsal, conformada por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. y Oilstone.
Oscar Sardi, CEO de TGS afirmó que “este acuerdo de trabajo conjunto profundiza aún más la visión del negocio de TGS, proyectado en ser un socio estratégico para proveer servicios a toda la cadena de valor del gas natural. En un momento de tanta incertidumbre, generamos alianzas con empresas líderes, que nos consolidan como una empresa de servicios integrados, y nos permite promover el desarrollo y el trabajo de mano de obra local de pequeñas y medianas empresas instaladas en Neuquén”.
Diego Garzón Duarte, CEO de Oilstone celebró el acuerdo alcanzado con TGS, “una empresa con gran trayectoria y experiencia en el negocio del gas natural, y a través del cual permitirá a nuestra compañía poder continuar el sendero de crecimiento de producción constante que hemos venido desarrollando desde nuestros comienzos”, señaló.
Para el inicio de las operaciones, el área de servicios de TGS realizó las obras de infraestructura necesarias acordadas y la prueba hidráulica de un gasoducto de captación de Oilstone, que vincula las áreas de explotación con la Planta Plaza Huincul. Ambas acciones se llevaron a cabo de forma exitosa y en un plazo menor al previsto originalmente, posibilitando adelantar la fecha de ingreso del gas natural.
Fundada en 2010 en Argentina, Oilstone Energía S.A. es una petrolera independiente de exploración y producción de hidrocarburos. En la actualidad opera 12 concesiones de explotación en Neuquén, en 5 de las cuales es titular del 100% y en las 7 restantes conforman la UT Dorsal en la cual participa con el 40% y Gas y Petróleo del Neuquén S.A. con el 60% restante. Produce 7.000 BOE/d y cuenta con reservas por 13 MMBOE.
TGS es la principal empresa de transporte de gas natural de la Argentina a través de más de 9.200 km. de gasoductos que atraviesan las provincias de Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, y Buenos Aires.: Transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste del país hacia los centros de consumo urbanos.
Durante sus 28 años de historia, TGS se ha desarrollado y evolucionado como una empresa que ofrece servicios integrados para la industria del gas natural, ya que afianzó nuevos negocios, que se sumaron al servicio público de transporte de gas, como el procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural, servicios Midstream en Vaca Muerta y telecomunicaciones, a través de la empresa Telcosur.
Sergio Affronti, CEO de YPF, fue elegido presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para el período 2021- 2023.
Esta elección se llevó adelante durante la Asamblea Ordinaria anual de esta Cámara, de la que participaron 33 empresas productoras y en la cual se designaron a los miembros de la nueva Comisión Directiva, por unanimidad.
Affronti, agradeció a sus pares por la confianza depositada en YPF (compañía de mayoría accionaria estatal) para llevar adelante la gestión de la Cámara y convocó al sector a trabajar en forma conjunta para promover la actividad en favor del desarrollo del país.
El gobierno nacional dispuso iniciar el proceso -con una meta a dos años- para renegociar la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente en el caso de las empresas a cargo de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural bajo jurisdicción federal (Edenor, Edesur, MetroGas), y hacerlo en el marco de la Ley 27.541, de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en la Emergencia Pública, aprobada en diciembre de 2019.
En ese contexto, prorrogó por 90 días el actual congelamiento de las tarifas que rige para estos servicios, ratificó que habrá Tarifas de Transición, y extendió la vigencia de las Intervenciones en el ENRE y el ENARGAS.
La medida fue dispuesta a través del Decreto 1020/2020 publicado en el Boletín Oficial, y establece que el plazo para la renegociación “no podrá exceder los dos años” (a partir de 16/12/20), Suspende hasta entonces los cuestionados acuerdos de RTI alcanzados durante el gobierno anterior “atento a existir razones de interés público”.
“El proceso de renegociación culminará con la suscripción de un Acta Acuerdo Definitiva sobre la RTI, la cual abrirá un nuevo período tarifario según los marcos regulatorios” para el Gas y la Electricidad, señala la norma.
El Poder Ejecutivo encomendó ahora a los organismos reguladores ENRE y ENARGAS encarar las respectivas revisiones tarifarias pudiendo ampliarse el alcance de la renegociación conforme a las particularidades de cada sector regulado, considerando la reestructuración determinada en la Ley 27.541. Asimismo, determinó que “dentro del proceso de renegociación podrán preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según corresponda, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados”.
El Decreto ahora publicado vino a ratificar lo preanunciado hace unos tres meses por funcionarios del área energética en el sentido de que habría de disponerse un período de transición tarifaria para estos servicios. Pero ahora se sabe de plazos para dicha transición y arribar a una nueva RTI.
Los acuerdos definitivos o transitorios de renegociación deberán formalizarse mediante actas acuerdo con las concesionarias o licenciatarias y los titulares del ENARGAS y del ENRE, así como del Ministro de Economía, quienes los suscribirán “ad referendum” del Poder Ejecutivo Nacional.
El artículo 6 del decreto 1020/20 detalla que el ENARGAS y el ENRE “tendrán a su cargo, dentro del proceso de renegociación respectivo, las siguientes funciones y facultades”:
.- Llevar a cabo el proceso de renegociación efectuando los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por los respectivos licenciatarios y concesionarios.
.- Requerir toda la información y/o documentación que se estime necesaria para proseguir con el proceso de renegociación a las licenciatarias y concesionarias, así como a todo organismo del Sector Público Nacional, los que deberán responder en los plazos y modo que los Entes Reguladores establezcan.
.- Requerir del concurso temporario de agentes de otros organismos centralizados y descentralizados dependientes del Poder Ejecutivo Nacional.
.- Realizar transacciones y/o conciliaciones, compensaciones, y/o cualquier otra forma de extinción de obligaciones recíprocas o litigiosas, originadas en la ejecución de los contratos, entre el Poder Concedente y las licenciatarias o concesionarias, las cuales deberán formar parte de los acuerdos de renegociación.
Asimismo, los Entes Reguladores deberán organizar un banco de datos del proceso de renegociación debiendo ordenar sectorialmente toda la información requerida y presentada por cada sector regulado disponiendo en sus respectivos sitios web la información receptada, salvo excepciones dispuestas por normas especiales y considerando el acceso a la información pública.
.- Llevar adelante los regímenes de audiencia pública, de consulta pública y de participación ciudadana que resulten pertinentes en relación con los respectivos contratos o licencias de servicios públicos involucrados.
El decreto definió que “a los efectos del proceso de renegociación un Acuerdo Transitorio de Renegociación es todo aquel acuerdo que implique una modificación limitada de las condiciones particulares de la revisión tarifaria hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación”, que establecerá un Régimen Tarifario de Transición hasta las resoluciones que resulten del Acuerdo Definitivo.
Por lo tanto, un Acuerdo Definitivo de Renegociación “es todo aquel que implique una renegociación definitiva de la RTI y, en su caso, de los aspectos complementarios acordados por las partes”.
A los efectos de tal revisión tarifaria se determinó además la aplicación de “mecanismos que posibiliten la participación ciudadana”, contemplando las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado por el Decreto 1172/2003 o bien el régimen propio de participación que cada Ente Regulador disponga conforme su normativa vigente.
“Cumplidos los mecanismos de participación ciudadana, los proyectos a suscribirse y aquellos relacionados serán enviados a la Procuración del Tesoro de la Nación y a la Sindicatura General de la Nación para su intervención sobre el cumplimiento de las normativas respectivas y correspondientes, previstas para la suscripción de los acuerdos”.
En caso de no ser factible arribar a un acuerdo, el decreto 1020/20 establece que los Entes Reguladores deberán dictar, “ad referéndum” del Poder Ejecutivo Nacional, el nuevo régimen tarifario para los servicios públicos de distribución y transporte de energía eléctrica y gas natural que se encuentren bajo jurisdicción federal” siguiendo el procedimiento establecido para la celebración de acuerdos, en lo que resulte pertinente”.
El flamante decreto además prorrogó el plazo de mantenimiento (sin cambios) de las tarifas de energía eléctrica y gas natural establecido en la Ley 27.541 (180 días) en el marco de la Emergencia Pública, prorrogado luego (por otros 180) mediante el Decreto 543/20. Ahora establece “un plazo adicional de 90 días corridos o hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición” para los servicios públicos mencionados que están bajo jurisdicción federal, lo que ocurra primero”.
El artículo 12 del decreto prorrogó la intervención del ENARGAS y del ENRE, incluyendo mandas y designaciones, “por el plazo 1 año desde su vencimiento o hasta que se finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por el presente, lo que ocurra primero”.
Durante la vigencia de la intervención, el ENRE mantendrá su competencia sobre el servicio público de distribución de energía de las concesionarias Empresa Distribuidora Norte S.A. (EDENOR) y Empresa Distribuidora Sur S.A. (EDESUR), se puntualizó.
A partir del 1° de enero de 2021 Pampa Energía inyectará al sistema de ductos de la Cuenca Neuquina un volumen base de 4,9 millones de m3/día de gas natural a un precio medio anual de U$ 3,60 por millón de BTU por los próximos cuatro años, en el marco del “Plan Gas Ar” activado por el gobierno nacional.
Además, Pampa es uno de los tres únicos productores que ofreció un volumen adicional de gas durante el período invernal, habiéndosele adjudicado 1 millón de m3/día a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU (precio base por 1,3 según pautas de la licitación)).
“Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda argentina, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, combustibles alternativos y morigerando el uso de reservas en moneda extranjera”, señaló Pampa en un comunicado.
Además, con un incremento del 20%, Pampa es la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida entre inyección base y período invernal (de 4,5 a 5,9 millones de metros cúbicos día) y figura tercera en la Cuenca Neuquina en cuanto a volúmenes ofertados en la reciente subasta realizada por la Secretaría de Energía.
“El posicionamiento de la compañía viabiliza “el fuerte compromiso inversor de Pampa en el sector, que alcanzará aproximadamente U$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar”, se destacó.
“Esta inversión, sumada a los 350 millones de dólares invertidos en la ampliación de la Central Termoeléctrica Genelba en junio de este año, y los 200 millones de dólares que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, forman parte del plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas”, indicó la empresa.
Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y opera en el 8% de la superficie de Vaca Muerta.
Cuenta con una producción aproximada de 5.000 barriles por día de petróleo y de 7.3 millones de metros cúbicos de gas por día (en participación con otras compañías).
Por Emmanuel Lagarrigue, Vicepresidente Ejecutivo de Innovación de Schneider Electric
¿Qué pasaría si los piratas, que se mueven rápido y se arriesgan, tienen los recursos de la marina cuando es necesario? Juntos, serían imparables.
Uno de los mitos más grandes en los negocios hoy en día es que la verdadera innovación solo proviene de pequeñas empresas emergentes, aquellas que pueden ser ágiles y tomar riesgos sin tener que preocuparse por ofrecer valor inmediato a los accionistas. Desde hace tiempo se entiende que la innovación dentro de una gran empresa pública es notoriamente difícil.
Pero eso no significa que las grandes empresas no puedan innovar. De hecho, un estudio reciente de IBM encontró que el 72% de los directores de innovación dijeron que las organizaciones más grandes, no los nuevos entrantes, están liderando la disrupción en sus industrias. Solo el 22% dijo que las nuevas empresas están impulsando el cambio.
Si bien las grandes empresas pueden innovar, hay muchas que simplemente no saben cómo hacerlo bien, o simplemente no saben por dónde empezar. Cuando una empresa se desempeña bien, lidera el mercado y obtiene beneficios saludables para los accionistas, puede ser difícil mirar más allá de las ganancias y del negocio actual para anticipar las amenazas externas de interrupción.
McKinsey estima que para 2027, el 75% de las compañías actuales de S&P 500 desaparecerán. Las interrupciones del mercado a menudo ocurren más rápido de lo previsto. Tomemos, por ejemplo, Netflix, que reemplazó el alquiler de videos en aproximadamente 10 años, más rápido de lo que cualquiera podría haber anticipado.
Las grandes empresas están cambiando su forma de innovar
Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación y la eficiencia para hacer crecer su negocio principal. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, y esto requiere un cambio en las prioridades y en la visión a largo plazo. Tradicionalmente, las grandes empresas no han tenido que mirar hacia afuera para resolver los problemas de los clientes. Pero en el mundo disruptivo de hoy, la clave para una innovación exitosa se basa en la creación de un ecosistema de socios (por ejemplo, capitalistas de riesgo, empresarios, gobierno y academia) que puedan trabajar juntos para crear ideas y desarrollar soluciones. Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación incremental para crecer. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, con una visión a largo plazo.
Los piratas y la marina: una alegoría muy valiosa
Steve Jobs dijo una vez que es preferible ser un pirata que en la marina, ya que los piratas pueden evitar la burocracia, actuar de manera independiente y asumir riesgos, mientras que la marina tiene reglas estrictas que seguir.
Si bien es importante hacer crecer el negocio principal, las empresas deben buscar simultáneamente una segunda vía más rápida. Para interrumpirse o crear algo completamente nuevo en el mercado, deben reconocer las limitaciones de la organización e innovar al límite con socios externos.
La colaboración con empresarios e instituciones externas puede dar a las grandes empresas la capacidad de convertirse en innovadores líderes en su campo. Los emprendedores aportan ideas disruptivas y agilidad, y las grandes empresas aportan sus profundos conocimientos, recursos y canales para probar y escalar ideas. Innovar en el límite requiere tiempo para comenzar a mostrar rendimientos positivos. Y para las grandes empresas públicas, la innovación a largo plazo puede ser un desafío: puede llevar de 5 a 7 años construir una nueva empresa y, estadísticamente, solo el 2% de estas se convierten en unicornios. Pasos concretos a seguir para impulsar la innovación:
Mostrar el valor de la colaboración de inicio
Fomentar un ecosistema colaborativo más amplio es un escenario beneficioso para las nuevas empresas y las grandes empresas. Al asociarse con empresas de cartera en proyectos de innovación, las empresas pueden acelerar la velocidad de comercialización, llenar un vacío de oferta o crear eficiencias que tengan resultados tangibles.
Probar en nuevos mercados para obtener conocimientos únicos
Capturar los conocimientos del mercado y fallar más rápido son beneficios clave de trabajar con compañías externas. Las empresas incubadas pueden llegar al mercado, probar y pivotar modelos de negocio mucho más rápido que un proyecto lanzado por el negocio principal. Los programas de innovación externa pueden proporcionar información de mercado más precisa que los consultores, particularmente en tiempos de interrupción, cuando los analistas tradicionales pueden perder la marca.
Empresa conjunta para ganar tracción más rápido
Hasta el 90% de las nuevas empresas fracasan, pero la tasa de mortalidad de las empresas conjuntas es considerablemente menor (40 al 60). Respaldados por los recursos y el reconocimiento de marca de las empresas matrices, las empresas conjuntas pueden ganar tracción mucho más rápido que una nueva startup. Por ejemplo, en 2019, Schneider Electric, lanzó AlphaStruxure con Carlyle Group para cambiar el modelo de negocio mediante el cual se financian, construyen y operan las infraestructuras.
AlphaStruxure diseña, construye, posee y opera sistemas de energía descentralizados que brindan sostenibilidad, confiabilidad, resiliencia y ahorros a largo plazo. Esto al ofrecer un modelo de Energía como Servicio (EaaS) que permite a los clientes estabilizar los costos de energía a largo plazo y actualizar los sistemas críticos de energía sin inversión de capital. Trabajando en un mercado con ciclos de ventas notoriamente largos y clientes reacios al riesgo, esta empresa conjunta ya cuenta con una sólida cartera de proyectos.
El éxito de la marina depende de la colaboración con piratas
Algunas personas todavía creen que solo dos personas en un garage pueden innovar y perturbar una industria, las grandes empresas están mejorando en innovar e interrumpirse a sí mismas. El secreto radica en tener una visión a largo plazo sobre la innovación, que va más allá de las cuatro paredes de la empresa. Esto significa colaborar con socios externos, asumir riesgos y tener el tiempo para experimentar, y sobre todo, estar de acuerdo con fallar con frecuencia. El éxito de la marina a largo plazo puede depender de la colaboración con piratas.
Rappachiani Lonas cumplió 20 años de crecimiento sostenido. Durante su trayectoria logró conformar una empresa muy flexible, que comprendió la importancia de la tecnología y se adaptó dinámicamente a los cambios. Rappachani se especializa en los novedosos tanque-bolsa de lona Flexitank.
Se trata de tanques-bolsa de has ta 500 m3, aptos para el almacenamiento de líquidos de uso en la Agroindustria y Ganadería e hidrocarburos, donde son referentes indiscutidos en el mercado petrolero, certificados con las Normas de calidad ISO 9001.
También se aplica en emergencias para almacenamiento de agua en catástrofes, asistencia humanitaria y Prevención de incendios. “El logro más importante es el equipo de trabajo que conformamos”, expresó su CEO Marcelo Rappachiani. “De cada crisis que nos tocó transitar, siempre hemos salido fortalecidos y pudimos superarlas por el acompañamiento de nuestra gente, nunca las enfrenté solo” y agregó: “contamos con un gran equipo comercial, del que estamos orgullosos porque hizo posible la trayectoria alcanzada”.
“Rappachiani, nuestro Apellido, nuestro Compromiso, nuestra Marca” es el slogan que conduce desde el principio a la empresa representando sus valores .
El equipo humano que es parte de esta gran familia comparte ese compromiso, porque encuentra desde la dirección un espacio para el diálogo, flexibilidad y apertura. Rappachiani es una empresa que desea que la gente que lo acompaña crezca de la mano. “Logramos poner al lado de la empresa a las personas que nos acompañan, desde lo emocional, lo económico y fortaleciendo el desarrollo personal”, expresa Marcelo. “Buscamos acompañar desde un lado diferente, logrando el alcance de las metas, tanto para la empresa como para su gente”
Estos 20 años vividos le permitieron a Rappachani consolidarse desde lo comercial, lo técnico y la experiencia del equipo humano que les permitió dar un paso cualitativo en cuanto a desarrollo. Rappachani proyecta para los próximos años el desarrollo de productos innovadores que le permitan mantener la vanguardia cubriendo las necesidades de los mercados.
La filosofía que rige la gestión empresaria se funda en en sus valores, lo que permitió a Rappachani posicionarse como referentes en el mercado petrolero, todo gracias a conformar un grupo interdisciplinario de profesionales que brindan asesoramiento a clientes y a la dirección de la empresa.
“Sin valores no hay manera de construir nada”, expresó Marcelo Rappachani, “es la diferencia entre tener una empresa grande o construir una gran Empresa”
La distribuidora Edesur inauguró una obra de ampliación y repotenciación de la Subestación Glew, que traerá mejoras en el suministro eléctrico a más de 60 mil clientes (unas 200 mil personas) en cuatro partidos del Conurbano: Almirante Brown, Presidente Perón, Esteban Echeverría y San Vicente.
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, estuvo presente en el corte de cintas junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares y su par de San Vicente, Nicolás Mantegazza. También participaron de la inauguración la interventora del ENRE, María Soledad Manin y Ariel Kogan, vicepresidente de Cammesa.
El presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco, el Gerente General de la compañía, Gianluca Palumbo, y el Country Manager de Enel Argentina, Nicola Melchiotti, fueron anfitriones.
Con una inversión de 10 millones de dólares, la obra implicó la instalación de dos nuevos transformadores de 80 MVA, tableros nuevos con 32 celdas y la puesta en servicio de dos nuevos bancos de capacitores para llegar a cuatro en total. Además, se colocaron 10 alimentadores de 13.2 kV y se tendieron 45 kilómetros de red de media tensión.
Edesur destacó que “sigue con su plan de mejoras que este año implicó la inversión de unos 80 millones de dólares, que se suman a los más de 700 millones de dólares aportados desde 2016 para continuar elevando la calidad del servicio a los 2.5 millones de clientes”.
“Estamos trabajando en conjunto para mejorar un servicio esencial en un mundo que atraviesa un periodo de transición energética. Esta es sólo una muestra de lo mucho que Edesur está haciendo en cada uno de los barrios donde está presente”, resaltó Juan Carlos Blanco.
Por su parte, el secretario de Energía recorrió las instalaciones y afirmó que “vamos a llevar adelante todas las misiones que nos encomendó el Presidente (Alberto Fernández), para que desde la Secretaría estas inversiones sean una constante, porque esa inversión también tiene que ver con la confianza, para eso debemos generar reglas para que la industria invierta y genere puestos de trabajo, y que esos puestos de trabajo vayan fortaleciendo el mercado interno”.
A partir de la cero hora del miércoles 16 YPF incrementó el precios de sus combustibles 4,5 % promedio país. Ello como resultado de un aumento para la petrolera más el traslado a los consumidores del ajuste en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al CO2.
En un breve comunicado la petrolera de mayor participación en el mercado local indicó además que “al igual que en las actualizaciones anteriores, se las brechas (de precios finales al público) entre AMBA y el resto de las provincias”. Es decir que el incremento es mayor en el Area Metropolitana de Buenos Aires, donde llega al 5,5 por ciento.
Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de YPF en la CABA son: Nafta Súper 67,10 pesos el litro; Infinia Nafta $ 77,40; Diesel 500 (común) $62,70 y Diesel Infinia $ 73,30 el litro.
Es el quinto ajuste a la suba para los combustibles en el año tras el congelamiento previo, y totaliza aproximadamente 25 %. Otras marcas resolverán en el mismo sentido en las próximas horas.
La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) informó que “en el marco del Programa Estratégico para la recuperación del parque generador”, el 5 de Diciembre se efectuó el primer giro de la turbina U3 de la central hidroeléctrica, y calificó el hecho como “un hito histórico dentro del proceso de rehabilitación (de las turbinas) y un importante avance en el cumplimiento de los desafíos propuestos por la Entidad”.
La EBY destacó que “en el marco de los ensayos previos a la puesta en marcha se realizó el giro de la primera turbina Kaplan de la Central (activada en 1994), que es rehabilitada luego de 26 años de exitosa e intensa operación”.
El Programa tiene como objetivo la puesta en valor del parque generador de la Central, integrado por 20 turbinas, “manteniendo y ampliando la potencia instalada como así también extendiendo la vida útil de todo el sistema de generación de energía renovable”.
En julio último se avanzó con el montaje de la segunda turbina, que están siendo cambiadas a mitad de ciclo útil por problemas del diseño original.
Los trabajos están ahora a cargo de la empresa local IMPSA junto a su socia CIE de Paraguay cumpliendo con estrictos protocolos de seguridad a causa de la pandemia del Covid 19.
La empresa detalló que trabaja en el diseño y fabricación de las primeras seis turbinas en su Centro de Desarrollo Tecnológico, ubicado en Mendoza.
“La turbina fue diseñada con alta tecnología y programas de inteligencia artificial desarrollados por los ingenieros de Impsa. Esto ha posibilitado máquinas más eficientes que generan mayor energía a igual cantidad de agua y son más económicas que las de sus competidores europeos” destacó la empresa cuando el montaje de la segunda máquina.
Las turbinas montadas tienen una potencia de 155 MV, lo cual configura una potencia instalada total de 3.100 MV, sin considerar las tres que alojará la usina proyectada para aprovechar el vertedero Aña Cuá.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) dispuso “cautelar, precautoria y transitoriamente” la intervención del sistema informático de facturación de MetroGas S.A., para fiscalizarlo y auditarlo integralmente, designando como interventores a cuatro integrantes del Organismo.
Asimismo, decidió sancionar a la distribuidora domiciliaria de gas con una multa a $ 4.222.000 por el incumplimiento del artículo 5° de la Resolución 35/20.
El Interventor, en el Enargas, Federico Bernal, expresó que “esta multa es de suma importancia en materia de protección de los usuarios y las usuarias. Se relaciona con la infracción cometida por MetroGas al vulnerar sus derechos emitiendo facturaciones con montos que no corresponden”, añadió.
“La Resolución 35/20 de esta Intervención a favor de los usuarios y las usuarias determina en el contexto de la emergencia sanitaria disposiciones en torno al mecanismo de lectura estimada (de los consumos) y su correlato con aquella, respecto de las lecturas reales, ordenando que a la primera lectura real la distribuidora debía emitir la factura del periodo corriente en base a dicha lectura real y si surgieran diferencias a favor del usuario, el monto resultante debería ser reintegrado en la misma.
A propósito, Bernal explicó que “la Gerencia de Protección del Usuario (y las usuarias) verificó variadas consultas y reclamos en relación con ello, comprobando un reconocimiento expreso al apartamiento de la normativa aplicable en cuanto a las diferencias que la Prestadora debía imputar en su caso, en las citadas 3 cuotas -iguales y consecutivas- en las facturas que se emitan con consumos a partir del 1/9/2020, como establece el Artículo 5°”.
A ello, el Interventor explicó que “incluso Metrogas reconoció deficiencias en sus sistemas informáticos de facturación, habiéndose comprobado que a pesar de la disminución por razones estacionales en la generalidad de los reclamos tramitados, los correspondientes a dicha empresa se incrementaron sobre todo en el mes de noviembre con relación a octubre y en forma considerable”, agregando que “esa tendencia se acentuó en los primeros días de diciembre”.
En los días transcurridos de diciembre, 2 de cada 3 reclamos por facturación errónea corresponden a MetroGas. Cabe aclarar que estos reclamos por problemas de facturación corresponden a los ingresados al Ente., se explicó.
Al respecto, la distribuidora metropolitana de gas por redes explicó que “el ENARGAS decidió intervenir con una auditoría para fiscalizar el sistema informático de facturación de MetroGAS. Será por un plazo de 90 días y con el objetivo de revisar los procesos de facturación de la compañía”.
“MetroGAS ya se puso a disposición con la documentación correspondiente y con el personal responsable de esos procesos”, puntualizó la compañía.
Desde el ente regulador se describió en un comunicado que “de hecho, los reclamos de octubre y noviembre realizados a la empresa por los usuarios no pudieron ser adecuadamente procesados/validados por ENARGAS como consecuencia de los problemas en el sistema de gestión de esta distribuidora”.
Cabe señalar, al respecto, que dicha auditoría integral de tal sistema “no importa para el ENARGAS operar ni mantener las redes de MetroGas, ni tampoco intervenir en cuestiones del giro comercial de la Licenciataria ni en la responsabilidad a su cargo respecto de la facturación, la que deberá producirse en tiempo y forma, dado que aquellas son atribuciones y obligaciones propias del prestador en razón de su Licencia.
El Organismo resolvió intimar a MetroGas para “regularizar las facturaciones afectadas por las anomalías verificadas o a verificarse en todo este contexto, bajo apercibimiento de aplicar astreintes por cada día de demora, a las resultas de dichas correcciones, las que deberán ser puestas en conocimiento fehaciente de la Gerencia de Protección del Usuario de este Ente Regulador”, se indicó.
El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni, presidió en Comodoro Rivadavia el acto central por el 113° aniversario del descubrimiento del petróleo. Destacó el rol que jugaron en medio de un “año difícil” referentes provinciales, nacionales, gremios, intendentes, operadoras y legisladores “para mantener las fuentes de trabajo” en la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Fueron momentos muy difíciles los que nos tocó atravesar este año, y la actividad petrolera supo una vez más poner el hombro y afrontar una crisis”, señaló Arcioni en la ceremonia que se desarrolló en el Museo del Petróleo de Km. 3, espacio que también celebró el 33° aniversario de su fundación.
El mandatario aseguró que “hemos atravesado una baja del petróleo del año 2019 al actual por debajo del 28%, y eso implicó para la provincia perder algo más de 6 mil millones de pesos de regalías”. Sostuvo que a principios de este 2020 “tuvimos el piso más bajo del valor del barril, ahí con el diálogo se logró revertir en gran parte la situación para que los trabajadores vuelvan a sus puestos laborales”.
En ese contexto adverso, Arcioni remarcó que en Chubut “seguimos manteniendo los 21.300 metros cúbicos diarios y más de 16 mil puestos de trabajo y 500 PyMEs, todos poniendo el hombro en los momentos más difíciles. Las exportaciones crecieron el 3% con respecto al año anterior. Hoy estamos alcanzando precios óptimos del precio del barril. A pesar de la crisis, todos pusieron el hombro”, remarcó.
Estuvieron presentes en el acto el CEO de YPF, Sergio Affronti; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; de Rada Tilly, Luis Juncos; de Sarmiento, Sebastián Balochi; y de Caleta Olivia, Fernando Cotillo; los secretarios generales del Sindicato Petrolero Jerárquicos , José Llugdar; del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y de Camioneros, Jorge Taboada; el rector de la UNPSJB, Carlos de Marziani; y el presidente del Centro de jubilados de YPF, Miguel Scaruli.
También participaron el vicepresidente de Planificación y Estrategia de Operaciones Usptream -Áreas Norte de Pan American Energy-, Juan Martín Bulgheroni; el director general Corporativo de Exploración y Producción de Tecpetrol, Horacio Marin; los ministros de Hidrocarburos, Martín Cerdá y de Agricultura, Ganadería, Comercio e Industria, Leandro Cavaco; el diputado provincial Juan Pais; el vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga.
