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YPF invertirá U$ 320 millones en 2021 para producción convencional en Chubut y Santa Cruz

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

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

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

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

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

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

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Tecpetrol invertirá cerca de U$ 1.500 millones en Vaca Muerta hasta 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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ENARGAS creó la Mesa de Innovación Tecnológica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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El ENRE sancionó a Edenor y Edesur con $ 6,5 millones

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

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

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

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

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

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

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Central Puerto habilitó el parque eólico La Genoveva I

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

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

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

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

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

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

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

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El error de diseño de la subasta para el gas de invierno y la necesidad de un cambio estructural

Escribe Dr. Ing. Raul Bertero (*)

Introducción

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

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

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

Figura 1 Volúmenes ofertados en la subasta del 14 de febrero de 2019 con escalón para el período invernal.

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

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

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

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

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

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

Figura 2 Demanda potencial de gas natural del año 2019 y abastecimiento disponible durante el año 2019.  Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS

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

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

Figura 3. Capacidad firme de transporte disponible en el año 2018. Fuente: Datos del ENARGAS

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

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

Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino

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

Figura 4 . Abastecimiento de la demanda 1993-2019. Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y CAMMESA

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

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

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

c) la inyección promedio mensual de GNL y

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

  • Período 1993-2004

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

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

  • Período 2004-2011

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

  • Período 2011-2019

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

  • Período 2019-2020

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

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

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

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

Figura 5. Precios de combustibles promedio anual en USD/MMBTU. Elaboración propia en base a datos de EIA (US Energy Information Administration)

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

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

Fluctuaciones diarias de la demanda invernal

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

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

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

Figura 6 Variación diaria de la inyección de gas natural en gasoductos en el año 1997. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS  

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

Figura 7. Variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS  

 

Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado

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

  • El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.
  • Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.
  • La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.
  • El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.
  • Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.
  • La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.
  • Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.
  • El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.
  • Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.
  • Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.
  • En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.

Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto No 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).

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

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

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

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

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El error de diseño de la subasta para el gas de invierno y la necesidad de un cambio estructural

Escribe Dr. Ing. Raul Bertero (*)

Introducción

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

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

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

Figura 1 Volúmenes ofertados en la subasta del 14 de febrero de 2019 con escalón para el período invernal.

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

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

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

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

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

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

Figura 2 Demanda potencial de gas natural del año 2019 y abastecimiento disponible durante el año 2019.  Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS

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

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

Figura 3. Capacidad firme de transporte disponible en el año 2018. Fuente: Datos del ENARGAS

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

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

Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino

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

Figura 4 . Abastecimiento de la demanda 1993-2019. Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y CAMMESA

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

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

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

c) la inyección promedio mensual de GNL y

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

  • Período 1993-2004

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

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

  • Período 2004-2011

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

  • Período 2011-2019

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

  • Período 2019-2020

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

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

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

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

Figura 5. Precios de combustibles promedio anual en USD/MMBTU. Elaboración propia en base a datos de EIA (US Energy Information Administration)

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

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

Fluctuaciones diarias de la demanda invernal

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

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

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

Figura 6 Variación diaria de la inyección de gas natural en gasoductos en el año 1997. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS  

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

Figura 7. Variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS  

 

Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado

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

  • El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.
  • Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.
  • La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.
  • El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.
  • Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.
  • La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.
  • Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.
  • El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.
  • Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.
  • Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.
  • En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.

Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto No 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).

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

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

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

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

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Habilitan obra de interconexión clave para garantizar el suministro eléctrico en Mar del Plata y la costa atlántica

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

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

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

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

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

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

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

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

–Oscar Smith (Villa Gesell) de 126 MW.

–Necochea (Necochea) de 206 MW.

–Mar de Ajo (Mar de Ajo) de 31 MW.

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

Fuente: Transporte y Energía

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Genneia contrató servicios de GE para mantenimiento del parque eólico Trelew

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La llegada de Biden al gobierno de EE.UU. y los mercados de energía

. – Diálogo con Alfonso Blanco, Secretario Ejecutivo de OLADE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La organización realiza estudios técnicos que permitan intensificar los intercambios de electricidad entre estos los países haciendo uso de la infraestructura de interconexiones existentes a partir del desarrollo reciente de las energías renovables en algunos países de cada subregión,  con una cuantificación de los beneficios económicos y ambientales.

En otro orden, en la reciente Reunión de Ministros disertó Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA) y  también Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Fatih Birol, hizo hincapié en que en la Reunión de Ministros del año pasado -realizada en Lima, Perú-  “acordamos trabajar juntos para armonizar las estadísticas del sector energétineración de electricidadco,  columna vertebral de las buenas políticas energéticas, y seguimos trabajando para contar con información de buena calidad”.

Respecto a la actual crisis mundial, Faith Birol indicó que se está viviendo un “shock en el sector energético como no se ha vivido desde la Segunda Guerra Mundial”. “La demanda energética a nivel global ha disminuido este año el  5% aproximadamente. Después de la crisis financiera del 2008–2009 la demanda del consumo energético también descendió, pero el descenso de este año es 7 veces mayor”, puntualizó.

El directivo de la IEA señaló que “los mercados en el sector petrolero observan que este año la demanda descenderá  9% aproximadamente. Los mercados globales de gas tienen un descenso de 3%, el más grande en la industria”.

En este mismo contexto señaló que “una vez que hayamos controlado al virus y las economías se recuperen, el sector energético se va a recuperar, pero, va a tener obstáculos durante muchos años”.

Birol  también enfatizó que las emisiones globales descendieron aproximadamente  7 %, pero recalcó que esto ha sucedido no porque se han incorporado tecnologías nuevas de energía limpia, sino porque estamos sufriendo la pandemia”.

Además, afirmó que a nivel global las inversiones totales en energía están decreciendo en 20% comparados con los otros años, porque muchas empresas están en modo de supervivencia, disminuyendo las inversiones y el personal. “Estamos pasando por una gran ola de desempleo en el sector” agregó.

“La recuperación económica, que es la mayor preocupación de los gobiernos y la transición hacia energías limpias no son excluyentes, pero solo se podrán lograr si se implementan las políticas energéticas correctas” indicó.

Por su parte,  Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables, mencionó  que “la energía ya no es discutir sobre tecnología y costos, ahora es una estrategia de inversión en la transición, incluyendo cualquier prioridad económica y ambiental”.

Informó que en la agenda de IRENA para los próximos 3 años,  se estima invertir a nivel global más de 2 mil millones de dólares por año”. Indicó que “vemos un rol clave en la inversión, brindar apoyo a la innovación, como la economía de hidrógeno verde o nuevos procesos industriales”.

“Las Energías Renovables antes de la pandemia se estaban convirtiendo en la manera más conveniente de producir energía. No solamente compiten con la opción de combustibles fósiles, sino que también los mejora” señaló.

Diálogo Ministerial

Como es habitual en la Reunión de Ministros, se realizó un conversatorio a nivel Político Ministerial sobre el rol que jugará el sector energético en el período post pandemia. Ello, con el  propósito de intercambiar visiones, y definir objetivos y líneas de acción para un abordaje integral de la problemática, que involucre las distintas realidades de una región diversa y multifacética.

En este espacio el Jefe de la División Energética del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, mencionó las acciones más relevantes consideradas durante el diálogo:

1.- Aplicación de medidas de contención al desplazamiento de la población; suspensión temporal de pagos, reducción de tarifas, y apoyo con capacitación para generar empleo en el sector.

2.- Renovables: Fundamental para promover la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e importante para la creación de nuevos empleos.

Se consideró la iniciativa “Renovables en Latinoamérica y el Caribe” RELAC para el interés común de varios países por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del incremento de la participación de las energías renovables. Se destacó la generación de energía solar y eólica por su aporte al crecimiento de la oferta energética en la región en el último año.

3.- Gas natural: El aprovechamiento del gas natural como combustible para apoyar la agenda de transición energética y la reactivación económica en el sector de hidrocarburos.

4.- Sector transporte:  Promover la transformación de este sector hacia el uso del gas natural y de la electricidad como propulsores.

5.- Integración: Se reconocer la importancia de la integración energética como mecanismo viable para superar la crisis, por su capacidad de mover inversiones.

6.- Promover la innovación en los sistemas energéticos de la región y la participación del Hidrógeno en la matriz energética.  Digitalización en el sector energético para mejorar su eficiencia.

7.- El papel de los organismos internacionales es fundamental para aliviar la crisis promoviendo estudios en el  sector, el financiamiento y el acompañamiento de políticas, regulaciones y proyectos  de carácter regional.

SM

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Gasnea inauguró ampliación del gasoducto a Villaguay

Gasnea inauguró la obra de ampliación del gasoducto de aproximación de Villaguay (Entre Ríos), que triplica su capacidad de transporte de gas natural a esa zona.

El proyecto, que le demandó a la empresa una inversión de más de 350 millones de pesos, contribuirá con un mejor servicio para el centro de la provincia.

De la inauguración participaron Ocar Dores, presidente de Gasnea; la Secretaria de Energía, Silvina Guerra, la Intendenta de Villaguay, Claudia Monjo, y el Director Corporativo de Gasnea, Carlos Castro.

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Energía evalúa 16 ofertas para adjudicar casi 70 MM3 de gas para CAMMESA

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía recibió 16 ofertas, por parte igual número de empresas productoras, para la provisión de gas natural local en la licitación realizada en el marco del Plan Gas Ar 2020-2024, totalizando un volumen de 68 millones de metros cúbicos diarios, es decir muy cerca del bloque de 70 millones previstos en la convocatoria.

Se presentaron empresas “empresas productoras de todos los tamaños y nivel de integración,  nacionales y multinacionales”, y los precios ofertados “variaron entre un mínimo de U$ 2.40 y un máximo de U$ 3.66 el MM BTU”, informó la cartera a cargo de Darío Martínez. El precio promedio ponderado a nivel país rondó los U$ 3,50, según fuentes empresarias.

Al respecto, se indicó que “la Comisión de Análisis y Preadjudicación inicia así su trabajo que concluirá el 15 de diciembre con la adjudicación” de los volúmenes por empresa y cuenca de origen del gas, convencional y no convencional.

La nómina de empresas oferentes se integró con YPF, PAE, Vista Oil, Wintershall, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total Austral, Compañía General de Combustibles, Petrobras Operaciones, Móbil Argentina, Capex, Alianza Petrolera, Metro Holdings, y Corporación Financiera Internacional.

Se trata de gas natural cuyo suministro será contratado vía CAMMESA con destino a la provisión de usinas generadoras de electricidad (MEM) y distribuidoras a partir de 2021.  

 Las ofertas se presentaron entre las 11,45 y las 14,19 horas (el cierre era a las 15) y también incluyen otros requerimientos referidos, por caso, a la curva de producción prevista, inversiones, participación de pymes nacionales en la operatoria (VAN), factores que incidirán en la evaluación, además del costo fiscal previsto en el esquema.

El Estado se hará cargo de la diferencia entre el precio promedio ponderado según sea la cuenca de origen (3,56 en la neuquina y 3,42 en la Austral y Golfo San Jorge) y lo que pagan los usuarios a las distribuidoras (alrededor de 2,40 dólares por MBTU).

Según trascendió, el mayor volumen de gas ofertado correspondió a YPF y está en el orden de los 21 MM3/díarios. Su precio fue de U$ 3,66 el MBTU.

Las empresas debían ofertar su producción detallando la cuenca de procedencia dado que el esquema de licitación contemplaba cupos de 47,2 millones de metros cúbicos para la Neuquina, 20 millones para la Austral.GSJ, y 2,8 MM3 para la Noroeste, cada una con un precio promedio ponderado diferente.

 .

El secretario de Energía destacó la participación de las empresas en la licitación. “Estamos muy contentos porque hemos recibido 16 ofertas, absolutamente en todas las cuencas con potencial gasifero”, comentó luego del acto de apertura de sobres.

Martínez subrayó que “la industria ha participado con toda la capacidad que tenía para hacerlo. Va a ser muy beneficioso para todos los argentinos, para todos los sectores, para todas las regiones productoras, para todos los trabajadores”. También para “las Pymes, para las empresas nacionales, creo que vamos a objetivos muy logrables”.

El Secretario resaltó que “30.000 millones de metros cúbicos de producción argentina que van a sustituir importaciones en los próximos cuatro años, están en estos sobres”.

Señaló que “en principio se han presentado todas las empresas productoras y en todas las cuencas, que era un esquema bien federal como nos había pedido el Presidente (Alberto Fernández), y en estos sobres está representada esa participación”.

En cuánto al cronograma previsto en la licitación, Martínez contó que “de acá al 15 se analizan cada una de las ofertas y el mismo 15 ya se está adjudicando, con lo cual vamos a llegar en tiempo y forma como nos habíamos planteado. Quizás había algún sector que no creía que se iba a poder llegar pero estamos cumpliendo con los tiempos y los plazos que nos hemos propuesto”, añadió.

Martínez resaltó además que “lo importante es que ya en el invierno que viene estemos frenando el declino (de producción gasífera) que viene teniendo la Argentina. Esta es una clara señal de confianza de un Presidente que toma decisiones que dan previsibilidad y certeza, y esta es la respuesta, 16 ofertas de todas las cuencas con potencialidad gasifera”.

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Productoras presentan sus ofertas de abasto en el marco del Plan Gas Ar

Todo llega. y el jueves 3 de diciembre, entre las 10 y las 15 horas las empresas productoras de gas natural interesadas en el Plan Gas Ar, activado por el gobierno nacional, presentan en la Secretaría de Energía sus ofertas en sobre cerrado para la provisión de hasta 70 millones de metros cúbicos día a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para el suministro a usinas generadoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y a las distribuidoras de gas por redes.

El volúmen ascenderá hasta 100 millones de metros cúbicos diarios en los meses del invierno.

A las 16 se hará la apertura de los sobres y las empresas podrán observar el contenido de los mismos. Energía evaluará tales ofertas y resolverá las adjudicaciones a mitad de diciembre.

Precios, volúmenes, y el nivel de estímulo requerido al Estado (adicional al precio ofertado) determinará las adjudicaciones según cada Cuenca de Orígen y determinará las prioridades de ingreso al Sistema gasífero y de exportación en firme. También se considerarán las curvas de producción proyectadas y de inversiones a realizar.

Entre las condiciones particulares del suministro establecidas por el Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024, se establece que el comprador es CAMMESA (actuando no en nombre propio) quien se obliga a tomar y pagar las cantidades de gas natural previstas en la oferta.

La oferta irrevocable entrará en vigencia a partir del 1 de enero de 2021 y el acuerdo contractual de suministro se extenderá hasta 2025, o hasta 2029 en el caso en que el gas natural tenga como origen la explotación de Proyectos Costa Afuera (Off Shore).

Los oferentes deberán detallar la Cantidad Máxima Diaria (CMD) de gas de 9.300 Kcal/m3 para cada mes, durante la vigencia del contrato.

La CMD podrá ser modificada si la Secretaría autoriza al vendedor a destinar gas natural a la exportación en condición firme.

Las empresas deberán presentar detalle de la curva de producción comprometida y compromiso de inyección al Sistema.

El comprador (CAMMESA) asume la obligación de tomar y pagar un volumen mínimo mensual de gas y, en caso de no ser tomado, deberá ser igualmente pagado por el comprador al precio de venta definido durante cada periodo contractual.

El comprador tendrá derecho a recuperar las cantidades de gas que haya pagado pero no tomado cualquiera haya sido la causa, dentro del periodo de vigencia de la oferta (Gas de Recuperación).

En caso de incumplimiento del vendedor en la entrega del volumen mínimo diario de gas comprometido, este deberá compensar al comprador por cada metro cúbico que no hubiera sido puesto a disposición, al precio de venta vigente en cada momento del periodo contractual. Estos montos serán compensados con los que el comprador deberá abonar al vendedor al mes siguiente de ocurrido el evento.

El punto de entrega del gas corresponderá a la interconexión de las instalaciones del vendedor con el sistema de transporte de TGS y/o TGN en la zona de recepción, donde se realizaran las mediciones de lo volumenes entregados y la transferencia de la propiedad, custodia, responsabilidad y riesgos respecto del gas, del vendedor al comprador.

El vendedor no será responsable por ningún costo, gasto u obligación relacionados con el transporte del gas a partir del punto de entrega.

El precio de venta que pagará el comprador por el volumen de gas entregado y tomado será expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU, y será abonado en pesos equivalentes.

El precio de venta incluye todos los gastos de transporte hasta el punto de entrega y no incluye el IVA , el recargo Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas y cualquier otro tributo que sea aplicable al comprador, los que deberán ser pagados adicionalmente al precio de venta.

El vendedor será responsable de la totalidad de los impuestos y regalías hasta el punto de entrega. Y el comprador será responsable de los impuestos, gravámenes y demás cargos a partir del punto de entrega.

Las reglas vigentes para esta operatoria contemplan además cláusulas referidas a formas de facturación y pagos, períodos para la realización de tareas de mantenimiento de las instalacirtones operativas, y cláusulas de eventual rescisión.

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Siemens Energy y Porsche desarrollan combustibles climáticamente neutros

Siemens Energy, junto con el fabricante de autos deportivos Porsche y un grupo de compañías internacionales, está desarrollando e implementará un proyecto piloto en Chile que se espera sea la primera planta integrada, comercial, a escala industrial del mundo para producir combustibles sintéticos neutrales para el clima (e-fuels).

En la fase piloto, se producirán alrededor de 130.000 litros de e-fuel. En dos fases adicionales, la capacidad se incrementará a unos 55 millones de litros anuales de e-fuel para el 2024 y alrededor de 550 millones de litros anuales hacia 2026. Porsche será el principal cliente del combustible verde.

 Otros partners del proyecto son la compañía energética AME, la petrolera chilena ENAP y la energética italiana Enel.

El proyecto piloto “Haru Oni” en la provincia de Magallanes aprovecha las excelentes condiciones del viento en el sur de Chile para producir combustible climáticamente neutro con la ayuda de energía eólica. Como parte de la estrategia nacional de hidrógeno alemana y para apoyar elproyecto, Siemens Energy recibirá unos 8 millones de euros del Ministerio Federal de Economía y Energía, según anunció el ministerio.

Christian Bruch, CEO de Siemens Energy sostuvo que “el desarrollo de una industria de energía sostenible requiere un replanteamiento.  La energía renovable ya no se produce solo donde se necesita, sino donde los recursos naturales como el viento y el sol están disponibles en grandes cantidades. Esto significa que se crearán nuevas cadenas de suministro en todo el mundo para transportar energía renovable de una región a otra.

“ Esto es particularmente importante para Alemania que, al final del día, tendrá que importar energía para poder cubrir su demanda nacional. El hidrógeno jugará un papel cada vez más importante en el almacenamiento y transporte de energía en el futuro. El soporte del proyecto por parte del gobierno federal es una señal clave”, agregó.

Oliver Blume, CEO de Porsche destacó que  “la electromovilidad es una prioridad para Porsche. Los E-fuels para automóviles son un valioso complemento, si se producen en lugares del mundo donde hay un superávit de energía sostenible. Son un elemento adicional camino hacia la descarbonización.

Su ventaja radica en la facilidad de aplicación ya que los e-fuels pueden ser utilizados en motores de combustión e híbridos plug-in, y pueden hacer uso de la red de estaciones de carga existentes. Utilizándolos, podemos hacer una contribución a la protección del clima. Como fabricante de motores eficientes de alta performance, tenemos un amplio expertise técnico.

Peter Altmaier, Ministro de Economía alemán: “El hidrógeno es un elemento clave para lograr una transformación energética exitosa en todos los sectores. Por ello hemos planteado como objetivo en nuestra Estrategia Nacional del Hidrógeno el aprovechar las oportunidades del hidrogeno para el clima, la energía y la economía. Sabemos que nuestra demanda local no podrá ser satisfecha con producción propia, y que por ello debemos conformar alianzas internacionales.

 Me alegra entonces ver que Siemens Energy y Porsche construyan capacidades de producción en otros países junto a estructuras de importación de hidrogeno verde y sus derivados.

Siemmens Energy es integrador de sistemas cubriendo toda la cadena de valor, desde la generación de energía utilizando turbinas eólicas Siemens Gamesa, hasta la producción de hidrógeno verde y la conversión de combustible sintético.

ENEL  es cofundador de la planta, con foco en la energía eólica y la electrólisis. ENAP apoyará el proyecto aportando personal operativo, mantenimiento y logística.

Chile, con sus excelentes condiciones climáticas para la energía eólica y el bajo costo asociado de la electricidad, tiene un potencial muy alto en términos internacionales para producir, exportar y utilizar localmente hidrógeno verde.

 Para generar hidrógeno verde, los electrolizadores utilizan la energía eólica para disociar el agua en sus dos componentes, oxígeno e hidrógeno. En un segundo paso, se filtrará el CO2 del aire para luego combinarlo con el hidrógeno verde y formar metanol sintético. El resultado es metanol renovable que puede ser convertido en una gasolina amigable con el medio ambiente, utilizando una tecnología MTG (Methanol To Gasoline) a ser licenciada y soportada por ExxonMobil.

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A.F. inauguró en YPF la CT La Plata Cogeneración

El presidente Alberto Fernández participó de la inauguración de la central térmica de generación de energía de YPF La Plata Cogeneración II (LPC II), cuya construcción requirió una inversión de 166 millones de dólares en el Complejo Industrial La Plata, y que permitirá abastecer de energía a 210 mil hogares.

El Presidente también visitó las instalaciones de Y-Tec, la empresa de investigación y desarrollo para la industria energética conformada por YPF y el Conicet, que cuenta con más de 250 profesionales y trabaja en 23 espacios de innovación tecnológica y científica.

Durante el acto, el jefe de Estado aseguró que “llegamos con la firme decisión de poner a la Argentina de pie, y ahora más que nunca vamos a reconstruir el país”. “Les propongo que pongamos en marcha una nueva etapa, que seamos capaces de construir otra normalidad con más justicia, más equidad, y en donde YPF siga creciendo para darnos la energía que necesitamos”, agregó.

Sobre YPF -de mayoría accionaria estatal- el mandatario reflexionó: “Estamos en presencia de una empresa que es la nave insignia de las empresas argentinas, que funcionó durante muchos años como motor del crecimiento argentino”, y destacó que “en los cuatro años pasados el daño que le hicieron a la compañía fue verdaderamente llamativo”.

Y añadió, “entendamos lo que YPF representa como potencial para el desarrollo de la energía, porque solo pensar que acá se produce la mayor parte del combustible del país y electricidad para los vecinos, habla de la importancia de esta empresa para el país”.

El Presidente estuvo acompañado por el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof; el ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva, Roberto Salvarezza; el secretario de Energía, Darío Martínez; el presidente del directorio de YPF, Guillermo Nielsen; y el CEO de la empresa, Sergio Affronti. También participaron los intendentes de Ensenada, Mario Secco; y de Berisso, Fabián Cagliardi. 

Por su parte, el gobernador bonaerense explicó que “Buenos Aires refina el 80 por ciento del petróleo que produce el país. Por eso, sentimos que todo esto nos hace una provincia petrolera”, al tiempo que reflexionó: “Esta obra la empezó Cristina y la termina Alberto Fernández después de un hueco en que las cosas se detuvieron y se abandonaron”.

En tanto, el secretario de Energía destacó que “la inauguración de la Central no solamente aporta al complejo industrial sino que lo hace cuidando y protegiendo el medio ambiente”, y subrayó “el esfuerzo de los trabajadores y de las pymes, y las empresas regionales, convierten en producción nacional todo este trabajo”.

Al exponer, el CEO de YPF informó que en la refinería “se producen naftas de altísima calidad, que han recibido una mención recientemente por parte de las 10 empresas norteamericanas más importantes por la calidad de los combustibles”. Y el presidente de la empresa remarcó “el impulso a la energía que se está llevando adelante en el país, y también a una nueva Ley de Hidrocarburos que nos va a permitir desarrollarnos”.

La central LPC II incorporará 90 Megavatios al parque generador y producirá 605 GWh por año para abastecer el sistema eléctrico argentino, además de aportar 200 ton/hora de vapor para el complejo industrial de YPF.

Su construcción generó un promedio de 300 puestos de trabajo por mes. Junto a LPC I, conforma el complejo de cogeneración más grande de la Argentina, con una generación de 271 MW de energía eléctrica, equivalente al consumo de 440 mil hogares.

Durante la recorrida por las instalaciones de Y-Tec, el Presidente se interiorizó sobre los detalles de la empresa que brinda servicios de análisis de roca (Y-Core), posee un laboratorio de microscopía electrónica y desarrolla el proyecto de nanotrazadores inteligentes Y-Trace. Funciona en el edificio dedicado a I+D más grande del país, que tiene 13 mil metros cuadrados , 47 laboratorios, 12 plantas piloto, y equipos de última generación.

El Complejo Industrial La Plata es el centro de producción de combustibles, lubricantes y productos petroquímicos más grande del país, y ocupa unas 400 hectáreas entre los partidos bonaerenses de Berisso y Ensenada. Es uno de los principales de su tipo en Latinoamérica, y emplea a más de 4.000 personas en sus instalaciones.

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Kicillof anunció obras de transporte eléctrico con financiamiento de la CAF

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof anunció la realización de obras de transporte eléctrico que mejorarán la conectividad del interior de la Provincia con una inversión de 138 millones de dólares, financiada en parte por la Corporación Andina de Fomento (CAF).

Fue durante una videoconferencia con intendentes de la que participaron también el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Agustín Simone, y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni.

“Desde que asumimos nos propusimos hacer todo lo que fuera necesario para lograr la integración de la Provincia, generando mayor equidad en el acceso a los servicios públicos y mejores oportunidades”, aseguró Kicillof y enfatizó: “Los municipios del interior necesitan un sistema eléctrico que esté bien preparado para su desarrollo”.

El “Programa Regional de Transporte Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires” proyecta la construcción de obras de alta tensión, subestaciones y tendido de líneas de transmisión, con el fin de aumentar la eficiencia y reducir los costos de abastecimiento en los distritos de Chivilcoy, Guaminí, Necochea y San Andrés de Giles.

Se trata de una inversión de 138 millones de dólares, de los cuales 100 serán financiados por la CAF y el resto por la Provincia.

En tanto, Simone destacó que las obras “no solo traerán beneficios a esas localidades sino a toda la región”, dado que “van a aportar mucha estabilidad al sistema de distribución de energía y van a permitir que todos los municipios tengan mucho mejor acceso a la potencia para el desarrollo industrial y urbano”.

En sintonía, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, puntualizó: “Estas cuatro obras tienen un impacto en por lo menos 20 municipios; van a mejorar sustancialmente el servicio”, y agregó: “Habrá mucha más potencia disponible y ante cualquier falla contarán con otra línea para abastecer”.

El proyecto en el distrito de San Andrés de Giles contempla una nueva estación transformadora (ET) y una línea de alta tensión de 26 km, lo que mejorará el abastecimiento a la ciudad y zonas aledañas y permitirá contar con la potencia necesaria para nuevos emprendimientos.

En Chivilcoy se construirá la ET “Chivilcoy II” y el vínculo de línea de alta tensión Chivilcoy-25 de Mayo, que posibilitarán nuevas demandas, favoreciendo el desarrollo de la economía local y regional.

Por su parte, los trabajos en Guaminí comprenden una nueva ET “Guaminí” y la línea de alta tensión que vincula con Coronel Suárez, lo cual brindará un suministro de mejor calidad y aportará infraestructura para nuevos desarrollos. Por último, la ET “Quequén” permitirá abastecer la demanda insatisfecha de la zona del puerto.

El Gobernador aseguró que “buscamos y que el interior de la provincia pueda avanzar en conectividad y transporte de energía para que todos los y las bonaerenses que viven allí tengan las mismas oportunidades que quienes viven en otras ciudades”.

Estas obras se llevarán a cabo en el marco del convenio suscripto por el Gobernador y el presidente de la Nación, Alberto Fernández, el pasado 11 de noviembre en Casa Rosada, en el que se obtuvo financiamiento de la CAF para el desarrollo de infraestructura hídrica y de transporte.

Participaron de la presentación los intendentes de San Andrés de Giles, Carlos Puglielli; de Guaminí, José Nobre Ferreira; de Luján, Leonardo Boto; de Carmen de Areco, Iván Villagrán; de Daireaux, Alejandro Acerbo; de Alberti, Germán Lago; de San Antonio de Areco, Francisco Ratto; de Suipacha, Alejandro Federico; de Saavedra, Gustavo Notararigo; y de Navarro, Facundo Diz.

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Naturgy y Municipalidad de San Martin promueven la eficiencia energética

La Municipalidad de General San Martin, representada por su Intendente Fernando Moreira, y Naturgy, representada por su Gerente General Alberto González Santos, y su Director Comercial, Gustavo Latorre, firmaron un acuerdo para trabajar conjuntamente en acciones que promuevan la eficiencia energética en las industrias del Municipio.

Este acuerdo permitirá que ambas entidades pongan en común iniciativas ya vigentes en la materia, que posibilitarán una gestión más sustentable. El municipio de Gral. San Martín cuenta con su programa de Eficiencia Energética, a partir del cual realiza un diagnóstico de los consumos energéticos de las empresas, que incluye un perfil de consumo, análisis de consumos térmicos y eléctricos, y el sistema de gestión energética.

Naturgy, por su parte y por intermedio de la gestión del Área de Grandes Clientes, establecerá contacto con los principales consumidores de Gas Natural del municipio para obtener el interés de los industriales ofreciendo el análisis energético que realizará el municipio.

Además, también ofrecerá la colaboración de la unidad de Soluciones Energéticas de Natural Energy, comercializadora de Naturgy Energy Group, aportando su experiencia y conocimiento en materia de optimización energética.

Fernando Moreira, Intendente de Gral. San Martín sostuvo que “desde hace años, venimos llevando adelante distintas acciones articuladas con Naturgy, y hoy, a través de este convenio, estamos potenciando nuestro programa de Eficiencia Energética, con la mirada puesta en la gestión responsable y eficiente de los recursos naturales”.

“Entre los desafíos que nos presenta el mundo actual, está el ser cada vez más sustentables y eficientes en todos los consumos, incluido el energético. Por ello celebro iniciativas como el programa de Eficiencia Energética de Gral. San Martín, con quienes trabajaremos en conjunto para ofrecer más y mejores soluciones a los emprendimientos productivos del distrito”, afirmó Alberto González Santos, Gerente General de Naturgy.

Las empresas interesadas en conocer más sobre este servicio, pueden hacerlo comunicándose a soluciones@naturgy.com.ar. Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

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Designan a Soledad Manin al frente del ENRE

A través del decreto 963/2020, el gobierno nacional designó a Soledad Manin al frente del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la primera mujer en estar a cargo del organismo, intervenido desde la asunción de la Administración Alberto Fernández.

Sobre su designación, Manin expresó que “me siento muy honrada por el desafío de ser la primera mujer convocada para conducir el ENRE. Asumo el compromiso de continuar y profundizar la tarea de fortalecer la defensa de los usuarios y usuarias; en este sentido, es fundamental darle impulso a una agenda participativa y de cooperación con los actores sociales involucrados en la promoción y protección de estos derechos”.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que “Soledad (Manin) tiene una trayectoria excelente, y es una profesional involucrada con los derechos del consumidores y los usuarios. Es un orgullo también que sea una mujer quien hoy conduzca al ENRE por primera vez en su historia”.

Por su parte el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, antecesor de Manin en el ENRE, sostuvo que “no tengo dudas que va tener un excelente desempeño, y estaremos en diálogo permanente para trabajar de manera coordinada y articulada. El ENRE es un organismo muy importante, y Soledad (Manin) es una gran profesional”, afirmó.    

Manin es abogada, investigadora y docente de la Universidad de Buenos Aires, especializada en Derecho Administrativo y en Derecho de Consumidores y Usuarios. Actualmente se desempeñaba como Coordinadora de Protección de Usuarios y Usuarias y Participación Ciudadana de la actual gestión del ENRE. Anteriormente se desempeñó en el Área de Servicios Públicos, Usuarios y Consumidores de la Defensoría del Pueblo de la Nación.

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La demanda de energía cayó 3,5 % en octubre por descenso en industria y comercio

La demanda de energía eléctrica de octubre último registró una merma de 3,5% en comparación con el mismo período del año anterior, incluso con temperaturas ambiente inferiores a las del año pasado, indicó el informe periódico de la fundación Fundelec.

En el mismo sentido, el consumo de energía en Capital y el Conurbano bonaerense mostró un importante descenso, tanto en el área a cargo de EDESUR (-4,4%) como de EDENOR (-1,2%), tendencia que se evidenció en el resto del país, donde se presentó una caída general de 2,9%, según datos de CAMMESA.

Asimismo, hubo una importante caída en el consumo industrial y comercial que no se logró compensar con el ascenso en el consumo hogareño como ocurrió el mes pasado (setiembre). Así, octubre representó la tercera caída consecutiva del año, luego del descenso de agosto (-6,7%) y septiembre (-1,7%). Entre enero y octubre de 2020, el consumo eléctrico acumula una baja promedio de 1,5%.

En octubre de 2020, la demanda neta total del MEM fue de 10.007,5 GWh;  mientras que, en el mismo mes de 2019, había sido de 10.372,4 GWh . De la comparación interanual se evidencia un descenso de 3,5%.

 Asimismo, existió un decrecimiento intermensual que llegó al 0,4% respecto de septiembre de 2020, cuando había tenido una demanda de 10.042,9 GWh.  Esta caída interanual se da luego de leves ascensos en junio y en julio, pero una fuerte caída en agosto y septiembre de 2020.

Aunque existe un aumento de la demanda residencial, aún impactó en octubre la coyuntura del aislamiento preventivo por la pandemia del Covid-19 y la consecuente menor actividad comercial e industrial.  Esto se demuestra en la reducción del consumo en esos sectores de la actividad económica.

Según los datos de CAMMESA, se puede discriminar que del consumo total de este mes (octubre), el  45% (4.496,9 GWh) pertenece a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 27%  (2.737 GWh) y el industrial 28%  (2.773,6 GWh).  También, en comparación interanual, la demanda residencial ascendió  6,2%, la comercial cayó 8,6%, mientras que la industrial bajó 14,8% .

Asimismo, en torno al consumo de potencia, se puede destacar que la máxima demanda de potencia de octubre quedó a menos de 7.000 MW del record histórico y a poco menos de la mitad de la potencia instalada que informa CAMMESA:  19.659 MW es el máximo consumo de potencia de octubre, contra el record de 26.320 MW de febrero de 2018 y 40.139 MW de potencia instalada.

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

En cuanto al consumo por provincia, en octubre, 13 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos: Chubut (-36%), Santa Cruz (-11%), Neuquén (-9%), Córdoba (-3%), Santa Fe , San Luis y  Tucumán (- 2%), EDELAP, Mendoza , Santiago del Estero y  EDEA (-1%), entre otros.

 En tanto, 11 provincias presentaron ascensos: Misiones (13%), Formosa (11%), Chaco (9%), EDEN (4%), Catamarca y La Rioja (3%), La Pampa  y Corrientes (2%),  Río Negro, Salta y, Jujuy (1%), entre otros. Mientras que Entre Ríos, San Juan y EDES mantuvieron sus consumos con respecto el año pasado.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron  31% del consumo total del país y totalizaron un descenso conjunto de 2,6%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 1,2%, mientras que en EDESUR la demanda descendió 4,4%. En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 2,9%, según datos provisorios de CAMMESA.

La temperatura media de octubre fue de 17.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 17.5 °C, y la histórica del mes es de 17.3 °C.

Acompañando el comportamiento de la demanda, la generación local presentó un crecimiento siendo 10.695 GWh para este octubre contra 10.593 GWh registrados en octubre de 2019. Además, la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja y presentó una caída. Se importaron 52 GWh para octubre de 2020, prácticamente de origen renovable y de excedentes hidráulicos.

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

La generación hidráulica se ubicó en el orden 2.222 GWh en octubre de 2020 contra 2.737 GWh en el mismo periodo del año anterior. Así, este octubre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 60,57% de los requerimientos.

Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron a satisfacer el 22,49% de la demanda, las nucleares proveyeron  6,43%, y las generadoras de fuentes alternativas  11,84% del total. Por otra parte, la importación representó el 0,48% de la demanda total.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 26-11)

 Según informó CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 26 de noviembre, es de 5,4% comparada con el mismo período de 2019. Aunque en la industria en total, para el mismo período, la caída sólo es de 0,7%, desde marzo hasta junio de 2020 existió una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse.

Si comparamos la tercera semana de noviembre de 2020 (ya sin aislamiento en la mayoría de las regiones del país) para días similares en cuanto a temperatura (para este caso 20.0°C, valor esperado para el periodo) y tipo de día (hábil), con respecto a los mismos días de noviembre 2019, en valores medios se observa una caída de la demanda total alrededor de 4%. Al igual que el mes de anterior, octubre de 2020 también fue alcanzado por el aislamiento (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) dispuesta desde el viernes 20/03/2020, impactando principalmente en la baja de la gran demanda.

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

 El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. En este mes se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, aunque no compensan las pérdidas de meses anteriores.  Además, las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a la extracción de petróleo, productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.  No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al 1,1%.

 Uno de los sectores que más se recuperó en el último mes es el de Petróleo y Minerales con una suba de 5,3%. Para la región del Gran Buenos Aires, que tiene la mayor demanda GUMAs+AUTO del país, se observa el  99% de su consumo previo al aislamiento. Los comportamientos del consumo volvieron a ser similares a la semana del 13 de marzo, previa al aislamiento que duró casi 8 meses.

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Aumenta el precio del gas para CAMMESA en diciembre

Cuando restan pocos días para la primera subasta de provisión de gas natural local que se enmarcará en el nuevo Plan Gas Ar  (fijada para el 2 de diciembre),  el MEGSA licitó la compra de este insumo para las generadoras de electricidad (vía CAMMESA) durante diciembre. Registró 62 ofertas por un volumen total de 58.020.000 metros cúbicos día, con un precio promedio país de 2,32 dólares por MBTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de 2,82 dólares el MBTU puesto en el ingreso al Gran Buenos Aires (GBA).

Se trata de precios a la suba respecto de los registrados el mes pasado, considerando los mínimos y  máximos ofertados por productores que operan en las cuencas Neuquina, Austral, Golfo San Jorge y Noroeste.

Noviembre  había arrojado precios promedio de U$ 2,01 para el PIST y de 2,44 dólares por MBTU para el gas puesto en el GBA. El volumen ofrecido en las 72 ofertas presentadas en la subasta del mes pasado totalizó 59.790.000  metros cúbicos día.

Para proveer en diciembre el mayor número de ofertas (41)  fueron presentadas por productores de la Cuenca Neuquina y sumaron 38.930.000 m3/día. Le siguieron 13 ofertas desde Tierra del Fuego por 15.070.000  metros cúbicos día, 3 ofertas desde Chubut por 2.300.000 M3/día, 4 desde  Santa Cruz, por 1.520.000 M3/día, y 1 oferta desde la Cuenca Noroeste por 200 mil m3/día.

Los precios PIST mínimos y máximos registrados en la subasta para el gas de la Cuenca Neuquina fueron de 1,85 y 2,67 dólares por MBTU. Puesto en el GBA ése gas tendrá precios que van de 2,17 a 3,03 dólares el MBTU.

Para el gas natural de Tierra del Fuego los precios PIST ofertados fueron de 1,85 a 2,31 dólares por MBTU y su colocación en el acceso al GBA tuvo precios de 2,42 a 2,94 dólares por MBTU.

El gas de Chubut se ofreció a precios PIST de entre 2,51 y 2,55 dólares el MBTU, y a precios de 2,96 a 3,00 dólares puesto en el GBA.

El gas natural producido en Santa Cruz se ofreció a precios PIST de 2,33 a 2,36  dólares, y de 2,93 a 2,96 dólares por MBTU a su ingreso al GBA.

En el caso del gas de la cuenca Noroeste se cotizó a precios de 2,46 dólares en el PIST y de 2,94 dólares el MBTU en el GBA.

La subasta programada por la Secretaría de Energía para el 2 de diciembre será para la provisión de 70 millones de metros cúbicos diarios con destino a CAMMESA y a la Distribuidoras de gas, a suministrar desde enero de 2021 y hasta diciembre de 2024.

El nuevo plan anunciado por Energía, bajo la órbita del Ministerio de Economía, consistente en garantizar un volumen de producción por Cuenca (para yacimientos convencionales y no convencionales) con precios que surgirán de la subasta,  y respecto de los cuales se aplicará un subsidio (a la demanda) hasta garantizarles un precio que podría rondar un máximo de 3,70 dólares por MBTU para la cuenca Neuquina, y de 3,40 para las otras.

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Volumenes y precios de los combustibles “en medio de la nueva normalidad”

La fuerte recuperación de volúmenes de combustibles líquidos vendidos durante mayo y junio se interrumpió desde julio,  con un estancamiento en  gasoil y un crecimiento muy lento en naftas, en lo que podría configurar una especie de ‘nueva normalidad’ del mercado, indicó la cámara de expendedores  CECHA .

Su informe periódico con datos de octubre detalla que el volumen de ventas de gasoil en el mercado minorista, que había caído 25.9% entre febrero y abril, se recuperó 17.3% durante mayo y junio, y aumentó sólo 0.7% entre junio y octubre, quedó todavía 12.5% por debajo del nivel de febrero (prepandemia).

En el caso de las naftas, luego de la caída del 64.5% entre febrero y abril, el volumen se recuperó 72.2% en mayo y junio, y 16.2% adicional entre junio y octubre, quedando todavía 28.9% por debajo del  nivel  registrado en febrero.

El volumen total de ventas de combustibles líquidos, luego de la caída del 44.6% entre febrero y abril, se recuperó 34.4% en mayo y junio, y sólo 6.9% entre junio y octubre, quedando todavía 20.4% por debajo del volumen registrado en febrero.

“Este ritmo de recuperación es tan lento que, de continuar en el tiempo, las ventas totales recién recuperarían en diciembre de 2021 el nivel de febrero de 2020”, estimó el presidente de la entidad, Gabriel  Bornoroni.

“El volumen de GNC cayó 61.6% entre febrero y abril, se recuperó 72.7% entre abril y julio, y continuó creciendo muy lentamente desde entonces.  Es tan lenta esa recuperación, luego de una caída tan pronunciada que, de continuar a ese ritmo, recién en septiembre de 2022 se recuperaría el nivel de febrero de 2020”, añadió.

El directivo consideró además que “frente a la inquietud generada por los aumentos de precios de los combustibles líquidos registrados desde agosto, es importante tener en cuenta que se han producido luego de siete meses consecutivos sin cambios”. “En un contexto inflacionario, esto implica que los combustibles líquidos se han “abaratado” en comparación con la mayoría de los productos relevantes para los consumidores”, comentó.

“Efectivamente, el precio de la nafta super aumentó en los primeros 10 meses del año menos de la mitad de lo que aumentó el promedio de precios al consumidor (11.96% en el caso de la nafta super, 25.56% en el caso de los precios al consumidor), menos que 10 de los 12 capítulos que integran el Índice de Precios al Consumidor, y menos que todos los bienes que integran el subcapítulo de ‘alimentos’.

Documentos de trabajo de la CECHA anteriores vienen planteando la posibilidad de una “nueva normalidad” en el mercado del expendio de combustibles, con un volumen sustancialmente más bajo que antes de la irrupción de la pandemia de Covid-19 en Argentina.

Los nuevos datos oficiales disponibles, que incluyen el expendio de combustibles durante octubre de 2020, confirman aquella hipótesis.

En cuanto a la representatividad de la evolución de los volúmenes de venta a través del territorio nacional, para igual periodo y con igual base de referencia,  en la gran mayoría de las provincias ocurre un fenómeno similar: fuertes caídas entre febrero y abril, fuerte recuperación durante mayo y junio, y un estancamiento o recuperación muy lenta entre junio y octubre.

Tal vez la principal excepción es la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, que muestra una recuperación sostenida luego de la mayor caída registrada entre las distintas jurisdicciones, producto de sus particularidades no sólo como epicentro inicial de la pandemia sino también por su conformación demográfica y productiva.

El conjunto de las provincias parece haber ido convergiendo a un nivel común que equivale a casi el 80% del nivel de febrero, es decir, un 20% por debajo del nivel registrado en ese mes.

El volumen total de ventas de combustibles líquidos en el mercado minorista argentino , luego de la caída del 44.6% entre febrero y abril, se recuperó  34.4% en mayo y junio, y sólo un 6.9% entre junio y octubre, quedando todavía un 20.4% por debajo del volumen registrado en febrero.

“Esta  lenta recuperación durante los últimos meses se debe, casi exclusivamente, a la recuperación de volúmenes de naftas , ante el incremento casi nulo en los volúmenes de gasoil”, detalló el informe.

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Reactivación postpandemia, empleo y la transición energética, temas de la OLADE

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

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

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

El directivo explicó que había asumido la presidencia de OLADE en agosto al sustituir a  Antonio Isa Conde, que fue designado en el Ministerio de Energía y Minas de Dominicana. Tras su informe,  Almonte  entregó la Presidencia  a Trinidad y Tobago, representada por el ministro Khan, quien agradeció la tarea de su antecesor  “en el contexto de una pandemia que ha alterado los sistemas de gestión con los que normalmente nos movemos”.

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

La sesión inaugural de la Reunión de Ministros contó con las disertaciones de Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA) y de Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Fatih Birol, hizo hincapié en que en la Reunión de Ministros del año pasado -realizada en Lima, Perú-  “acordamos trabajar juntos para armonizar las estadísticas del sector energético,  columna vertebral de las buenas políticas energéticas, y seguimos trabajando para contar con información de buena calidad”.

Respecto a la actual crisis mundial, Faith Birol indicó que se está viviendo un “shock en el sector energético como no se ha vivido desde la Segunda Guerra Mundial”. “La demanda energética a nivel global ha disminuido este año el  5% aproximadamente. Después de la crisis financiera del 2008–2009 la demanda del consumo energético también descendió, pero el descenso de este año es 7 veces mayor”, puntualizó.

El directivo de la IEA señaló que “los mercados en el sector petrolero observan que este año la demanda descenderá  9% aproximadamente. Los mercados globales de gas tienen un descenso de 3%, el más grande en la industria”.

En este mismo contexto señaló que “una vez que hayamos controlado al virus y las economías se recuperen, el sector energético se va a recuperar, pero, va a tener obstáculos durante muchos años”.

Birol  también enfatizó que las emisiones globales descendieron aproximadamente  7 %, pero recalcó que esto ha sucedido no porque se han incorporado tecnologías nuevas de energía limpia, sino porque estamos sufriendo la pandemia”.

Además, afirmó que a nivel global las inversiones totales en energía están decreciendo en 20% comparados con los otros años, porque muchas empresas están en modo de supervivencia, disminuyendo las inversiones y el personal. “Estamos pasando por una gran ola de desempleo en el sector” agregó.

“La recuperación económica, que es la mayor preocupación de los gobiernos y la transición hacia energías limpias no son excluyentes, pero solo se podrán lograr si se implementan las políticas energéticas correctas” indicó.

Por su parte,  Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables, mencionó  que “la energía ya no es discutir sobre tecnología y costos, ahora es una estrategia de inversión en la transición, incluyendo cualquier prioridad económica y ambiental”.

Informó que en la agenda de IRENA para los próximos 3 años,  se estima invertir a nivel global más de 2 mil millones de dólares por año”. Indicó que “vemos un rol clave en la inversión, brindar apoyo a la innovación, como la economía de hidrógeno verde o nuevos procesos industriales”.

“Las Energías Renovables antes de la pandemia se estaban convirtiendo en la manera más conveniente de producir energía. No solamente compiten con la opción de combustibles fósiles, sino que también los mejora” señaló.

Diálogo Ministerial.

Como es habitual en la Reunión de Ministros, se realizó un conversatorio a nivel Político Ministerial sobre el rol que jugará el sector energético en el período post pandemia. Ello, con el  propósito de intercambiar visiones, y definir objetivos y líneas de acción para un abordaje integral de la problemática, que involucre las distintas realidades de una región diversa y multifacética.

En este espacio el Jefe de la División Energética del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, mencionó las acciones más relevantes consideradas durante el diálogo:

1.- Aplicación de medidas de contención al desplazamiento de la población; suspensión temporal de pagos, reducción de tarifas, y apoyo con capacitación para generar empleo en el sector.

2.- Renovables: Fundamental para promover la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e importante para la creación de nuevos empleos.

Se consideró la iniciativa “Renovables en Latinoamérica y el Caribe” RELAC para el interés común de varios países por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del incremento de la participación de las energías renovables. Se destacó la generación de energía solar y eólica por su aporte al crecimiento de la oferta energética en la región en el último año.

3.- Gas natural: El aprovechamiento del gas natural como combustible para apoyar la agenda de transición energética y la reactivación económica en el sector de hidrocarburos.

4.- Sector transporte:  Promover la transformación de este sector hacia el uso del gas natural y de la electricidad como propulsores.

5.- Integración: Se reconocer la importancia de la integración energética como mecanismo viable para superar la crisis, por su capacidad de mover inversiones.

6.- Promover la innovación en los sistemas energéticos de la región y la participación del Hidrógeno en la matriz energética.  Digitalización en el sector energético para mejorar su eficiencia.

7.- El papel de los organismos internacionales es fundamental para aliviar la crisis promoviendo estudios en el  sector, el financiamiento y el acompañamiento de políticas, regulaciones y proyectos  de carácter regional.

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Mesa de proveedores y trabajadores de la industria del petróleo

 El secretario de Industria, Ariel Schale, se reunió, en el marco del Acuerdo Económico y Social, con representantes de empresas y de los trabajadores de la industria del petróleo, gas y minería, para coordinar acciones que impulsen el desarrollo del sector.

“Esta cadena es parte vertebral de la política industrial del gobierno nacional” indicó Schale, quien señaló que el objetivo de estos encuentros es “identificar los temas coyunturales y del lado de la política pública, desde todos los ministerios intervinientes, poder encarar una mesa resolutiva y generar rápidos avances en el corto-mediano plazo y cambios estructurales a largo plazo”.

La tarea es impulsada por el Ministerio de Desarrollo Productivo y la agenda de trabajo incluyó la discusión de medidas para la internacionalización del sector, una evaluación de procesos para reducir costos operativos, la introducción de tecnología 4.0, el análisis del potencial suministro de las industrias nacionales como proveedoras en el marco del Plan Gas, y otras acciones para mejorar la productividad.

Además, se evaluaron posibles normativas para garantizar estándares de calidad, medidas para estimular el incremento de insumos de origen nacional y un esquema de financiamiento para el capital de trabajo.

De la reunión participaron el director del Grupo Argentino de Proveedores de Petróleo (GAPP), Leonardo Brkusic, el vicepresidente de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADMIRA), Luis Manini,  y el secretario general de la Unión de Obreros Metalúrgicos (UOM), Antonio Caló.

En la mesa de análisis y trabajo estuvieron también representantes de la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro-Energética (CAPIPE); la Cámara Patagónica de Servicios Petroleros (CAPESPE); la Cámara Empresarial Industria Petrolera y Afines de Neuquén (CEIPA); la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y el Cluster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba.

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Naturgy inauguró obras del sistema de alta presión en el municipio de Mercedes

La distribuidora de gas natural por redes Naturgy puso en servicio una importante obra para el sistema de alta presión de la red que opera en el municipio bonaerense de Mercedes.

La inversión realizada consistió en la construcción de una Instalación de Punto de Entrega de 40.000 m3/hora, una planta reguladora de 35.000 m3/hora y un gasoducto de 26 kilómetros de extensión, infraestructura que se conectará al sistema existente.

Este Punto de Entrega tomará suministro de gas del gasoducto troncal NEUBA II de TGS. La planta reguladora, en tanto, tiene la función de reducir la presión del gas natural en el ingreso al área urbana de Mercedes, y así realizar la interconexión con el sistema de redes ya existente en la zona.

Estas obras de infraestructura permitirán garantizar el abasto, crecimiento y fiabilidad del sistema de alta presión en las localidades de Mercedes, Gowland, Luján, Jáuregui, Cortines y Olivera, que hasta el presente eran abastecidas por un ramal de alta presión proveniente del partido de Luján.

La inauguración contó con la presencia del Ministro del Interior de la Nación, Eduardo De Pedro; los intendentes municipales de Mercedes y Luján, Juan Ignacio Ustarroz y  Leonardo Boto, respectivamente; del Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez; del Interventor del ENARGAS, Federico Bernal; del Ministro de Infraestructura de la Provincia de Buenos Aires, Agustín Simone; y por Naturgy BAN su  Gerente General, Alberto González Santos, y su Directora de Comunicación, Bettina Llapur, entre otros.

Sobre la importancia de la obra, el ministro Eduardo De Pedro consideró que “esta inversión posibilitará que más industrias y comercios se establezcan en Mercedes y Luján, así como también que se desarrollen nuevos emprendimientos residenciales y se radiquen más familias”.

“Les agradezco al ministro De Pedro y a los intendentes de Mercedes y Luján. Para la Secretaría es importante participar y acompañar la inauguración de este tipo de obras, que no solo le van a mejorar la calidad de vida a los mercedinos y a las mercedinas, sino que, además, van a implicar el desarrollo de nuevos emprendimientos productivos, de PyMEs e industrias, que va a generar más empleo y fortalecer nuestro mercado interno”, sostuvo el secretario Darío Martínez.

Federico Bernal, Interventor del ENARGAS, dijo: “Con esta obra se expande el servicio público de gas por redes, promotor de derechos humanos para los argentinos y las argentinas. Con estos 26 kilómetros de gasoductos y el City Gate en Mercedes, se consolida el gas natural como herramienta de desarrollo socioeconómico, productiva e industrial”.

Por Naturgy BAN, su Gerente General, Alberto González Santos afirmó: “La inauguración de esta nueva infraestructura es un hito para la compañía, ya que nos permite ampliar nuestro servicio en la zona y con ello posibilitar la instalación y desarrollo de nuevas industrias, y mejorar la calidad de vida de los vecinos”.  Por su parte, Bettina Llapur, Directora de Comunicación, agradeció a todo el personal que participó de la construcción de estas nuevas instalaciones y remarcó el carácter inclusivo de las redes de gas que posibilitan nuevas y mejores oportunidades para la población.

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

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Respaldo de la CEPH y la CADE al Plan Gas y al concurso de precios y volúmenes

 

Las empresas productoras de petróleo y gas integrantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) manifestó su respaldo al Plan de Promoción de la Producción del Gas natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024, puesto en marcha por el Gobierno Nacional como parte de su política energética a nivel federal.

“El Plan Gas 2020-2024 constituye una política adecuada para incrementar la producción local de gas natural con el objetivo de satisfacer la demanda interna y disminuir las importaciones”. “ Asimismo, constituirá un efecto multiplicador en términos de empleo y actividad, como así también en el pago de impuestos nacionales, regalías e ingresos brutos para  las provincias”, señaló la entidad.

En ese marco, las empresas de la CEPH destacaron que la convocatoria a la subasta para la provisión de 70 millones de m3 diarios de gas natural (más una cantidad adicional para enfrentar los picos de consumo invernales) por el período de vigencia del Plan Gas 2020-2024, “es una señal positiva para el sector privado”.

“Este tipo de iniciativas resultan indispensables para garantizar las operaciones de gas natural en el país y ayudan a generar las condiciones necesarias para el aseguramiento de un suministro sustentable y seguro de gas natural. Todo ello en un marco de mecanismos de comercialización que, de conformidad con la normativa vigente, garanticen la agilidad, transparencia y eficiencia en la formación de los precios del gas natural”, refirió la CEPH en un comunicado.

Por su parte, la Cámara Argentina de la Energía (CADE) expresa su apoyo al lanzamiento del Plan dispuesto a través del DNU 892/20 y a la Resolución 317 de la Secretaría de Energía.

“Las empresas que integran CADE entienden que la convocatoria a la subasta para la provisión de gas por el período de vigencia del Plan es una señal valiosa e importante para el sector privado”.

“El Plan Gas tiene el potencial para convertirse en una herramienta que detenga la declinación de los pozos de gas y estabilice la producción, asegurando la cobertura de las necesidades del mercado doméstico,  disminuyendo las importaciones”, expresó la entidad.

Las empresas nucleadas en la CADE representan a todo el espectro de la industria petrolera y ratificaron su “vocación de trabajar en conjunto con el Estado Nacional y las provincias con el objetivo de desarrollar todo el potencial energético que tiene nuestro país, mediante un marco regulatorio estable y previsible, precios en línea con los internacionales para toda la cadena y un marco fiscal sostenible y competitivo con el mundo”.

Con un primer foco en la energía generada por los hidrocarburos, en especial el petróleo y gas de Vaca Muerta, CADE abarca toda la cadena de producción, desde la exploración, la producción y el transporte hasta los complejos industriales de refinación y la distribución comercial en todas sus etapas.

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Energía convocó a subasta para la provisión de gas local hasta finales de 2024

Por Santiago Magrone

En el marco del Plan Gas Ar, la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, convocó a un Concurso Público Nacional, que se realizará el 2 de diciembre, para la adjudicación de un volumen de gas natural de 70 millones de metros cúbicos por día, durante los 365 días de cada año calendario entre el 1 de enero de 2021 y el 31 de diciembre de 2024, en base al esquema aprobado por el decreto 892/2020 , y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales comprendidos en dicho período.

La subasta de volúmenes y precios del gas proveniente de las distintas cuencas del país (de reservorios convencionales y no convencionales) será en los términos del Pliego de Bases y Condiciones (Anexo I) del “Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino- esquema de oferta y demanda 2020/2024”, indicó la resolución 317/2020 publicada en el Boletín Oficial.

La convocatoria esta siendo notificada vía sistema de Trámite a Distancia (TAD) a todas las empresas productoras inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Sección Productoras, creado por la Disposición 337/2019 de la ex Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles del ex Ministerio de Hacienda, y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), al tiempo que se envió nota a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y a la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) “a efectos de convocarlas a participar del procedimiento de oferta y competencia”.

El secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que “la firma del decreto fue la orden presidencial para que se ponga en marcha nuevamente la  producción de gas en Argentina”. Y agregó que “estaremos abriendo las ofertas el 2 de diciembre, y estimamos adjudicar a mediados de mes”.

Martínez declaró que “el respaldo del Ministro (Martín) Guzmán, y el gran trabajo del equipo de la Secretaría nos permite estar convocando la subasta por cuatro años del Plan Gas.Ar. Esta resolución se materializará en más equipos perforando, trabajo, inversiones y producción”.

El 2 de diciembre las productoras podrán presentar sus ofertas, donde además de la propuesta de precio y volumen, deberán detallar el plan de inversiones con la curva de producción y su incremento estimado para 2024. Además, en la misma presentación deberá reflejarse el aumento en las contrataciones de pymes locales, regionales y nacionales, cuyo incremento de participación a lo largo del programa deberá ser de entre 30 y 40 por ciento, detalló Energía.

El Plan Gas.Ar tiene como objetivos aumentar la producción nacional de gas natural, sustituir importaciones y garantizar el abastecimiento del mercado interno, y al mismo tiempo aumentar el nivel de actividad, generando empleo en el sector de los hidrocarburos y los industriales asociados, incentivando de manera virtuosa la actividad económica de las regiones productoras.  

Según el cronograma detallado en la reglamentación, la adjudicación del llamado a concurso se realizaría el 15 de diciembre y la entrada en vigencia del Esquema 20/24 con los precios surgidos de la subasta, a partir del 1 de enero de 2021.

La subasta determinará un orden de prioridad por precio y volumen de gas a suministrar a distribuidoras y generadoras de electricidad.El Estado nacional pagará una parte del precio que arroje la subasta, para contener tarifas.

Las empresas distribuidoras y/o subdistribuidoras interesadas en adherir al esquema de oferta y demanda establecido en el Decreto 892/20 deberán remitir una nota de adhesión por el sistema TAD, y se entenderá que sus obligaciones como adherentes se generarán a partir de la firma de los contratos que deberán suscribir las empresas productoras y CAMMESA.

La resolución 317 contiene anexos los modelos de contratos referidos ( de CAMMESA con las empresas productoras de gas natural, y el que deberán suscribir las productoras y las licenciatarias de distribución y/o subdistribuidoras).

El artículo 5 de la misma resolución aprueba además “el  Modelo de Renuncia a los Beneficios de las Resoluciones 46/2017, 419/2017 y 447/2017”, todas del ex Ministerio de Energía y Minería (MINEM) que deberá ser remitida, de corresponder, mediante el sistema TAD, de conformidad con lo dispuesto por el Decreto 892/20.

En los considerandos de la resolución se sostiene que el Plan de Promoción (Decreto 892/20) “promueve complementar dicho esquema con el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales creado por las resoluciones 46, 419 y 447/2017del ex MINEM, con los objetivos de que los volúmenes adicionales a los allí involucrados queden incorporados en dicha iniciativa de acuerdo con sus términos y condiciones.

También, que la inversión del Estado Nacional durante la vigencia de dicho Programa redunde en precios competitivos y se dé forma a un solo mercado de gas con precios uniformes, y que se contemplen los derechos de quienes en la actualidad son beneficiarios o beneficiarias de ese Programa de Estímulo.

En ese sentido, el nuevo Plan de Promoción “ha previsto una serie de opciones de ingreso con el fin de igualar las condiciones de partida de todos los productores o todas las productoras, a la vez que se establecen medidas que comenzarán a tener vigencia al momento de finalización del citado Programa (de Estímulo) el 31 de diciembre del año 2022”, se indicó.

La resolución que activa la subasta designó como miembros de la Comisión Evaluadora del Concurso Público Nacional a Federico Luis Amadeo; Sebastián Fernando González y Nicolás Ramón Taiariol.

Asimismo, el artículo 7 de la resolución crea la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” (VAN) con el objetivo de realizar el seguimiento, control y sanción de lo establecido en este sentido en el Decreto 892/20. La referida Mesa elaborará informes sobre la evolución de los compromisos de inversión y de incremento proporcional y progresivo del Valor Agregado Nacional (VAN) y los pondrá en consideración de la Secretaría de Energía.

En el mismo orden, se invitó al Ministerio de Desarrollo Productivo, al Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, a las provincias que adhieran al Plan y a las organizaciones de trabajadores y empresariales del sector que así lo soliciten, “a conformar dicha instancia técnica de trabajo colaborativo”.

La Subsecretaría de Hidrocarburos sistematizará la información presentada por las empresas productoras respecto de sus compromisos con el VAN, y pondrá la información a disposición del conjunto de la cadena de valor de los hidrocarburos a nivel federal.

A los efectos de dar cumplimiento a los compromisos con el VAN no se considerarán empresas “locales, regionales y nacionales” a aquellas personas jurídicas controladas accionariamente, directa o indirectamente, por las empresas productoras de gas natural, puntualizó la resolución 317.

Energía justificó el nuevo Plan de subsidio estatal parcial al precio del gas natural señalando que apunta a “sustituir importaciones por 30.000 millones de metros cúbicos de gas natural,  lo cual supone un ahorro en divisas de 9.000 millones de dólares y un ahorro fiscal de 2.500 millones de dólares”.

“El incremento total de la recaudación nacional, provincial y municipal derivada de la aplicación del esquema se estima en U$ 3.486 millones, se viabilizarán U$ 5.000 millones de inversiones en producción de gas natural, y se promoveran exportaciones de gas natural por U$ 800 millones de dólares”.

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YPF y Raízen (Shell) ajustaron precios de sus combustibles 2,5% y 3% promedio país

Las petroleras YPF y Shell concretaron un “ajuste diferencial de precios” para sus combustibles desde el primer minuto del lunes 23 de noviembre que se tradujo en un aumento promedio país del 2,5 y del 3 por ciento, respectivamente, siendo algo mayor en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, informaron las compañías.

Al respecto, YPF cuantificó el incremento en la CABA en 2,85 %, explicando que tal criterio “se encuentra en línea con la decisión de ir recortando brechas entre la Capital Federal y el resto de las provincias” donde los precios de las naftas y gasoils resultaban mas altos desde hace varios años, siendo esto explicable sólo parcialmente por los costos de la logística del transporte hacia las bocas de expendio.

Con el incremento dispuesto por YPF, la compañía con mayor participación en el mercado local, los nuevos precios de referencia para la CABA son de 63,60 pesos el litro de la nafta Súper, 73,40 pesos para la nafta Infinia (premium), 59,40 pesos para el litro del Diesel500, y 69,50 para el Infinia Diesel.

En el caso de Shell sus nuevos precios son 64,56 pesos para la nafta Súper, 74,90 pesos para la nafta VPower, 61,79 pesos para el litro de Fórmula Diesel (común) y de 70,89 para el VPower Diesel.

Con este, se trata del tercer ajuste de precios para estos combustibles dispuesto para las refinadoras desde agosto último, luego de haber estado sin cambios desde el último trimestre de 2019.

Una situación similar atraviesan otras principales compañías del mercado local, por caso Axion, por lo que es dable esperar que también mueva sus precios en las próximas horas.

A estos ajustes en los precios de los combustibles se sumaron incrementos por efecto de la actualización del Impuesto a los Combustible Líquidos (ICL), y del precio de los biocombustibles (bioetanol y biodiesel) que se utilizan para el corte al 10 por ciento en el caso del diesel, y al 12 por ciento en las naftas.

La Secretaría de Energía parece estar siguiendo así una secuencia de actualizaciones de los componentes del precio de los combustibles que procura morigerar su impacto en otros precios de la economía, también atenta a la relativa estabilización del precio internacional del petróleo, en torno a los 43 dólares el barril en el caso del Brent.

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El BCRA aprobó libre acceso al MULC para empresas que inviertan en el Plan Gas Ar

El Directorio del Banco Central de la República Argentina (BCRA) aprobó las condiciones para el acceso libre al mercado de cambios de las empresas que participen del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural 2020-2024.

Ello, para la repatriación de las inversiones, las rentas que generen y el vencimiento de capital e intereses de endeudamientos financieros por las inversiones concretadas a partir del 16 de noviembre de este año.

El plan fue creado por el Decreto 892/2020 y delegó en el BCRA las condiciones para que puedan acceder al mercado oficial las empresas que participan de proyectos enmarcados en el “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino-Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”.

El Directorio estableció que las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos a accionistas no residentes a partir de cumplirse el segundo año de la inversión y cuando correspondan a balances cerrados y auditados, y por un monto que no supere el que les corresponda según la distribución determinada por la asamblea de accionistas.

Para la cancelación del vencimiento de servicios de capital e intereses de endeudamientos con el exterior, se exigirá que el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los 2 años.

En el caso de repatriación de inversiones directas de no residentes se permitirá a partir del segundo año hasta el monto de los aportes de inversión directa liquidados en el mercado de cambios.

En el caso de reducción de capital y/o devolución de aportes irrevocables realizadas por la empresa local, se habilitará el acceso al mercado de cambios cuando se cuente con la documentación que demuestre que se han cumplimentado los mecanismos legales previstos y haya verificado que se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del “Relevamiento de activos y pasivos externos”.

En todos los casos, la entidad deberá contar con la documentación que le permita constatar el carácter genuino de la operación a cursar y que los fondos fueron destinados a financiar proyectos comprendidos en el Plan Gas.

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El IAE planteó dudas sobre el costo fiscal del Plan Gas Ar

El lunes 16 de noviembre se publicó el Decreto 892/2020 denominado “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – esquema de oferta y demanda 2020-2024” mediante el cual se Declara de interés público nacional, y como objetivo prioritario, la promoción de la producción del gas natural.

El nuevo Plan Gas representa el séptimo plan de incentivos a la
producción de hidrocarburos implementado en los últimos ocho años.

En agosto el IAE Mosconi emitió un Comunicado sobre el Plan Gas alertando sobre las posibles implicancias fiscales, productivas y tarifarias de este plan. Ante la reciente publicación del decreto 892/2020, y quedando aún pendiente aspectos relevantes a reglamentar por parte de la
Secretaria de Energía, el IAE Mosconi considera oportuno fijar su posición al respecto:

  1. El plan presenta un costo fiscal y tarifario indefinido. El Presupuesto nacional aprobado en el Congreso de la Nación subestima el verdadero costo fiscal del Plan Gas al otorgarle un crédito de aproximadamente USD 200 millones para el año 2021 mientras el gobierno ha estimado un costo fiscal directo de USD 1.491 millones para el año siguiente.

A esto debe sumarse las mayores erogaciones fiscales indirectas a
través de los subsidios a CAMMESA vía un incremento en el precio del gas para la generación eléctrica que podría llevar el costo fiscal total del plan a superar los USD 2.000 millones en el año 2021.

Los precios de referencia del Plan implican el aumento de un 40% en dólares del precio del gas que hoy paga la demanda prioritaria y de un 30% del que pagan las usinas. Estos aumentos tendrán efectos en el volumen de subsidios económicos de los próximos años y en la evolución de tarifas finales de gas natural y energía eléctrica.

  1. Definiciones relevantes en la instrumentación del plan quedan pendientes de reglamentación.
  2. El esquema de abastecimiento a las Distribuidoras, es decir a los usuarios residenciales, se definirá en una subasta cuyo diseño no se conoce. Solo una proporción de ese precio será trasladado a tarifas finales, una función a cargo de Entes reguladores intervenidos y que a poco de cumplir un año de funciones todavía no han concluido la auditoria de la revisiones tarifarias integrales ni tampoco han convocado a realizar revisiones extraordinarias, tareas encomendadas por la Ley de emergencia vigente.
  3. Por lo tanto, el Plan Gas se implementará sin tener definida una política tarifaria clara y previsible mientras que, por otro lado, genera amplios márgenes de discrecionalidad contrarios a los marcos regulatorios vigentes y con implicancias directas no solo en las empresas de servicios regulados, sino también en las facturas que deben pagar los usuarios y en futuras contingencias fiscales para el Estado Nacional.

También permanece pendiente de reglamentación la implementación de “garantías” de pago de las compensaciones del Plan, vía el otorgamiento inédito de Certificados de Crédito Fiscal en moneda extranjera y la modalidad en que la industria tendrá acceso al mercado libre de cambios para el ingreso de inversiones, y el pago de deudas financieras y/o
dividendos. Dichas garantías nunca fueron aplicadas en los planes anteriores y revelan la percepción de riesgos del sector privado en relación con el riesgo cambiario y de cobrabilidad de los compromisos asumidos por el gobierno nacional.

No deberían sacarse conclusiones de largo plazo en base a crisis agudas de coyuntura.

La producción de gas natural en Argentina estaba creciendo antes de la pandemia de manera desigual: mientras caía estructuralmente la producción convencional, la no convencional crecía reemplazándola. La extensa cuarentena desplomó la demanda y la producción, sin embargo es importante diferenciar, para un correcto diseño de la política
energética, una caída estructural de una coyuntural de la producción. En este sentido, cualquier plan de promoción a la producción de gas natural debe encontrar fundamento en las causas que provocan su retroceso estructural.

Es necesario evaluar condiciones de coyuntura y evitar tomar la caída de la producción durante la cuarentena e inferir que continuará con una tasa de declino similar. Esto se debe a dos razones fundamentales: a) porque se hace sobre la base de una demanda de gas natural notablemente reducida por causas exógenas a las propias actividades demandantes, y b) porque la caída en la producción de petróleo en las Cuencas Neuquina, Golfo San Jorge y Cuyana2 ha provocado una reducción significativa del “gas asociado” y por lo tanto una reducción de la oferta total de gas natural. Esto puede implicar, entre otras cosas, una sobre estimación de la importación de gas.

Durante la pandemia, un total de cinco empresas que abarcan el 50% de la oferta de septiembre de 2020 tuvo aumentos en la producción de gas de alrededor del 13% respecto al mismo mes del anterior y algunas de ellas han logrado incluso que su producción acumulada durante la cuarentena haya sido mayor a iguales meses del año anterior.

Esto es una situación paradójica debido a que uno de los principales argumentos para la implementación del Plan Gas 4 es que en ausencia de éste la producción caería aceleradamente.

A partir de la aplicación de este plan, más del 70% de la producción local de gas natural recibirá subsidios y, a su vez, más del 50% de la generación eléctrica demandará subsidios incrementales a partir del precio de su principal insumo de generación.

OTROS ASPECTOS FUNDAMENTALES

 El decreto no se presenta con las características de un Plan, cuyas pautas y objetivos deberían ser objeto de un documento técnico y publico de la Secretaría de Energía que justifique la aplicación de fondos públicos, que presente proyecciones de producción, precios, inversiones, costo fiscal total y asociado y potencial ahorro de divisas anunciado vía reducción de importaciones. Un plan sin información se transforma en un acto de fe y no
debería considerarse un Plan como tal.

 Según los datos de producción relevados por el informe de tendencias del IAE Mosconi, deberían revisarse los fundamentos por los cuales el Gobierno estima que en ausencia del Plan Gas 4 las importaciones crecerían de forma exponencial.

 Esta nueva versión del Plan Gas define condiciones a la oferta de gas para los próximos cuatro años sin tomar en cuenta el contrato vigente de abastecimiento con Bolivia tanto en precio como en cantidades, un ítem absolutamente relevante para el consumo doméstico.

 Sin dudas los contratos de mediano plazo dan certidumbre a la inversión y las subastas competitivas son el mejor mecanismo de fijación de precios, sin embargo, contractualizar precios por cuatros años en el marco de una de las mayores crisis económicas que registre la historia de nuestro país no implica otra cosa que perpetuar en el tiempo sobrecostos coyunturales derivados de: el costo de capital, la escasez de divisas, los altos niveles de
inflación doméstica, que afectarán el resultado de la subasta y que deberán pagar los usuarios residenciales o los contribuyentes a través de sus facturas o de mayores subsidios.

Comisión Directiva del IAE “Gral. Mosconi”.
Viernes 20 de noviembre de 2020.

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El MEGSA subastó provisión de gas para ANCAP

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta para IEASA referida al  aprovisionamiento de gas natural a la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) del Uruguay en el período diciembre 2020 – abril 2021.

Bajo la modalidad de sobre cerrado se recibieron 5 ofertas y el vendedor adjudicado ofreció un precio de 2,79 U$/MMBTU en City Gate (GBA). Los volúmenes comprometidos fueron de 350.000 m3 diarios para los meses de diciembre a marzo, y de 370.000 para abril 2021.

Resultaron relegadas cuatro ofertas con precios que fueron de 2,84, 3,65, 3,75 y 4,04 dólares por MBTU.

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Energía no restituirá el Barril Criollo y trabaja en licitación del Plan Gas Ar

 

La Secretaría de Energía no prevé renovar el esquema del “Barril Criollo” para las transacciones entre productores y refinadores locales ya que estima que el precio internacional del petróleo (Brent) tomado como referencia “se mantendrá en lo que resta de este año y en el 2021 en torno a los 45/50 dólares”.

Así lo indicó el Secretario Darío Martínez, quien destacó además la importancia que tiene para el sector la decisión de continuar con el criterio de “retención cero” actualmente vigente para las exportaciones de crudo, que alcanzaron un importante volumen.

El Secretario rescató la importancia del “Barril Criollo” activado en abril (a  45 dólares ) para sostener producción, empleos en el sector y regalías para las provincias productoras en momentos de fuerte baja en la cotización internacional del crudo en el marco de la Pandemia del Covid 19. Pero el esquema quedó superado cuando el barril del Brent alcanzó dicho nivel de precio durante más de diez días consecutivos, tal como lo establecía la resolución respectiva.

“Aplicar el Barril Criollo fue una decisión acertada en su momento entendiendo que en la Argentina se sostiene la actividad y el empleo aún cuando el precio del  petróleo baja,  pero también que cuando se recupera no se puede desconocer el esfuerzos realizado y pretender llevar los precios a cualquier nivel”, explicó en declaraciones periodísticas.

Con relación al Plan Gas  Ar que acaba de oficializarse, el funcionario señaló que  “en cuanto a producción de gas tenemos un declino importante y ahorra el plan nos permitirá frenar ese declino, incrementar la producción por Cuenca, en yacimientos convencionales y no convencionales, además del off shore”.

“Es inminente la apertura de la licitación (para el Plan Gas)”, puntualizó en relación a la presentación de ofertas de volumen y precios por parte de las empresas productoras, con vistas a la provisión en firme de gas natural por hasta 70 millones de metros cúbicos diarios a partir de mayo de 2021, principalmente con destino a la CAMMESA, para generación.  

“La idea es que le vaya bien a la industria y a todos en el largo plazo, con reglas estables,  y no volver a cometer errores con políticas que sólo beneficiaron a unos pocos productores”, remarcó Martínez, quien destacó la determinación del gobierno nacional de “volver a generar confianza en todos los que se desempeñan en el sector,  entendiendo que en política energética se toman decisiones cuyo desarrollo y resultados son a mediano y largo plazo”. “Nadie con nuestras decisiones se va a salvar en poco tiempo , hay que tener visión de largo plazo”, advirtió al sector empresario.

En diálogo durante el ciclo “Energía presente y futuro” (Ambito Debate) el funcionario destacó el “esfuerzo fiscal que va a hacer la Argentina (al subsidiar parcialmente el precio del gas a los usuarios consumidores)  pero remarcó que ello se compensará con la incorporación de mayor valor agregado nacional, mas inversiones, y empleos directos e indirectos en toda la industria del gas”.

Acerca de las exportaciones del fluído, Martínez refirió que se están evaluando la posible venta del gas a Brasil, pensando en la viabilidad o no de un esquema a diez- quince años para suministro de gas argentino a la industria brasileña, lo que haría razonable la construcción de un gasoducto (o ampliaciones de los sistemas existentes) hasta el sur brasileño. “Estamos trabajando en el tema con nuestra Cancillería y con el ministerio de Energía de Brasil”, comentó..

Acerca de las ventas de gas a Chile, comentó que también se analiza mayores ventas, “pero en este caso es diferente porque ya hay capacidad de evacuación” hacia ése destino . “Se trata de tener precios que sean rentables, generar divisas y trabajo”, señaló.

Martínez refirió que “no debería verse a Vaca Muerta como la salvación de la Argentina”. “Contiene reservas importantes de hidrocarburos que se necesitan internamente y también para exportar,  pero esto último depende de la situación del mercado internacional” remarcó.

“El gobierno nacional apunta a constituir un sistema federal energético,  no solo en gas, producir la energía necesaria para el país a un precio accesible para la industria y para el usuario en general, y generar divisas”, resumió el funcionario, quien destacó que “ya se están subiendo equipos (de perforación, terminación, producción) y creo que viene un horizonte de precios interesante para la actividad”.

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Schneider Electric, a punto de alcanzar sus objetivos anuales de sostenibilidad

Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, ha informado sobre el progreso de sus ambiciosos objetivos de sostenibilidad.

Como parte de sus compromisos de sostenibilidad para el período 2018-2020, Schneider Electric mide su impacto ambiental y social mediante un informe, el Impacto en la Sostenibilidad de Schneider (SSI), que mide el progreso de la compañía en 21 indicadores alineados con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas. En el tercer trimestre de 2020, la compañía ha alcanzado una puntuación de 8,63 sobre 10, frente al 7,71 de los tres meses anteriores. Estos resultados demuestran que los retos económicos y sanitarios globales que están marcando el 2020 no han cambiado el compromiso de la compañía para trabajar hacia un mundo más sostenible e inclusivo.

“Estamos orgullos de los logros que hemos alcanzado en sostenibilidad a pesar de las circunstancias que estamos viviendo este año, pero no podemos quedarnos aquí. Consideramos nuestra responsabilidad el seguir mejorando nuestras operaciones y los productos y servicios que ofrecemos a nuestros clientes. A medida que nos acerquemos a nuestras metas para 2018-2020 y en el momento de fijar nuevos objetivos para 2021, seremos aún más ambiciosos,” asegura Olivier Blum, Chief Strategy and Sustainability Officer de Schneider Electric. “Ahora más que nunca, es crucial que compañías, gobiernos y comunidades colaboremos, no solo para seguir trabajando en favor de la descarbonización global, sino también para acelerar esa transición”.

Resultados destacados

Cerca del 80% de la electricidad procede de fuentes renovables. A lo largo de los años, Schneider Electric ha ido aumentando progresivamente sus ya ambiciosos compromisos climáticos. En este sentido, durante la Semana del Clima 2020, la compañía se comprometió a lograr la neutralidad de carbono en toda su cadena de valor para 2040, diez años antes que el objetivo fijado por el Acuerdo de París.

Schneider Electric está en camino de cumplir su objetivo de obtener el 80% de su electricidad a partir de fuentes de energía renovables. A 30 de septiembre, el porcentaje alcanzado era del 65%. Como resultado, en los últimos dos años, el Grupo ha reducido las emisiones de CO2 de sus operaciones más de 250.000 toneladas, lo que ha contribuido a obtener el reconocimiento “Clean Energy Trailblazer” en los premios RE100 Leadership Awards otorgados por The Climate Group, que reconocen a aquellas empresas que contribuyen a acelerar el futuro de la energía limpia.

Residuos

Una parte importante de la visión de sostenibilidad de Schneider Electric consiste en fomentar una economía circular. En lo que respecta a sus operaciones, esto implica impulsar los esfuerzos de reducción, reutilización y reciclaje para alcanzar mayores eficiencias y reducir el impacto ecológico de la compañía.

Al final del tercer trimestre, Schneider Electric ha casi alcanzado su objetivo “200 instalaciones que envían hacia cero residuos en vertederos”, con 193 instalaciones conseguidas. Esta etiqueta, definida internamente como TZWL, requiere que las instalaciones de Schneider Electric desvíen al menos el 99% de los desechos metálicos y el 97% de los no metálicos de los vertederos. Además, el 100% del tratamiento de los residuos peligrosos de una instalación debe cumplir con rigurosos estándares ambientales. Todo esto ha permitido ahorrar más de 350.000 toneladas de residuos a los vertederos desde 2018.

Las tasas de incidentes

Schneider Electric ha alcanzado mejoras continuas en cuanto a seguridad. Ahora, la tasa de incidentes médicos de la compañía se sitúa en 0,56 por 1 millón de horas trabajadas, frente al 0,79 de finales de 2019. Estos resultados se han alcanzado gracias a una serie de actividades llevadas a cabo en toda la organización por parte de los equipos de seguridad. Además, la compañía ha lanzado campañas trimestrales de salud y seguridad para incrementar la comunicación y la concienciación sobre la importancia de la salud y la seguridad en el lugar de trabajo.

Credenciales sociales y ambientales

Schneider Electric opera una de las cadenas de suministro más sostenibles a nivel global, tal como indica Ecovadis, plataforma de clasificación que evalúa el rendimiento social y ambiental de más de 50.000 compañías de todo el mundo.

La red de proveedores estratégicos de Schneider Electric obtuvo una puntuación agregada de 56,7/100 en Ecovadis, lo que representa un aumento de 5,6 puntos respecto a 2017 y supera el objetivo de tres años de la compañía y el promedio de 43/100 obtenido por las empresas analizadas por la plataforma. Schneider Electric está comprometida a seguir apoyando y asesorando a sus partners para ayudarles a mejorar su puntuación.

La importancia de realizar proyectos energéticos en la agricultura

Este trimestre, el Programa de Acceso a la Energía de Schneider Electric, que se esfuerza por facilitar el acceso universal a la energía mediante formación, soluciones innovadoras e inversiones, muestra un incremento en su rendimiento, doblando su facturación con respecto a 2017.

El equipo de Acceso a la Energía sigue realizando un trabajo importante. En este sentido, el próximo mes lanzará una serie de eventos digitales que presentarán a partners y proyectos claves. Estos Webinars facilitarán un foro para el debate abierto con agentes de cambio, que compartirán su visión, conocimientos sobre soluciones y recomendaciones sobre cómo acelerar el avance hacia un acceso universal a la energía. El primer evento está previsto que se celebre el 3 de noviembre y se centrará en un proyecto de energía productiva para la agricultura.

“Los resultados no financieros obtenidos en el tercer trimestre muestran que seguimos trabajando mucho para alcanzar nuestros objetivos de 2020. Estamos muy orgullosos del sentido de colaboración y confianza en nuestro ecosistema de partners, clientes y comunidades locales de todo el mundo,” afirma Gilles Vermot Desroches, Sustainability Senior VP de Schneider Electric. “Estos excelentes resultados, que llegan en medio de un contexto muy complejo, muestran que seguimos priorizamos nuestra contribución a los ODS de la ONU.”

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El Gobierno activó el Plan Gas hasta 2024 en procura de inversiones y producción

El gobierno nacional oficializó, a través del decreto 892/2020, la puesta en marcha del  Plan Gas  IV que ya había anunciado en octubre  para promover la producción de gas natural de yacimientos convencionales y no convencionales del país. Tendrá vigencia hasta el año 2024 inclusive,  contempla un esquema de oferta y demanda, y el abasto será mediante subastas por volúmenes y precios entre las empresas productoras de este insumo energético.

Activado ahora, el objetivo primero es contar a partir de mayo de 2021 con un abasto suficiente de gas local para minimizar la importación de este insumo,  aún considerando que la demanda se incrementará  conforme vaya mejorando la actividad productiva del país postpandemia.

Declarada  “de  interés público nacional y objetivo prioritario”,  esta producción de gas será alentada mediante el pago de una parte del precio  en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST)  por parte del Estado, en tanto que el resto del precio será pagado por los consumidores.

El referido Plan se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución que hagan adquisiciones en forma directa a las productoras, y de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

El decreto puntualiza que el Plan tiene por objetivos:

. Viabilizar inversiones en producción de gas natural con el objetivo de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus propios yacimientos.

. Proteger los derechos de los usuarios y usuarias actuales y futuros del servicio de gas natural.

. Promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera.´

. Mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción de gas natural.

. Sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.

. Coadyuvar con una balanza energética superavitaria y con el desarrollo de los objetivos fiscales del Gobierno.

. Generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución de hidrocarburos.

. Otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria y al segmento de generación eléctrica de fuente térmica.

. Establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural .

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, ahora a cargo de Darío Martinez, es autoridad de aplicación del decreto 892 y está facultada para instrumentar “el Plan de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia del gas natural en el PIST, aplicable a los contratos o acuerdos  que entre oferentes y demandantes se celebren, y que garanticen la libre formación y transparencia de los precios conforme a lo establecido en la Ley 24.076 (Marco Regulatorio).

El Plan a instrumentar incorpora las siguientes pautas, criterios y condiciones:

. Será por un volumen base total de Setenta Millones de metros cúbicos (70.000.000 m3) por día para los 365 días de cada año calendario de duración del esquema.

Este volumen base podrá ser modificado por Energía a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda, así como ampliado para los sucesivos períodos invernales y/o para los volúmenes a incluir en los plazos que eventualmente se extienda el plan.

. Tendrá una duración inicial de cuatro  (4) años y podrá ser ampliado por la Secretaría en función de su evaluación de la situación en el mercado de gas. Para los proyectos costa afuera podrá contemplarse un plazo mayor, de hasta ocho (8) años en total, en atención a las particularidades de este tipo de proyectos.

. Exportaciones: podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme por hasta un volumen total de once millones de metros cúbicos (11.000.000 m3) por día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal.

Estas condiciones podrán ser utilizadas tanto para la exportación de gas natural por ductos como para su licuefacción en el país y posterior exportación como GNL.

. Procedimiento de oferta y demanda:  los contratos particulares resultantes del esquema serán negociados mediante un mecanismo de subasta, licitación y/o procedimiento similar, a ser diseñado por la Secretaría de Energía,(MEGSA), que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia.

 Además, se garantizará un mecanismo que permita agregar las necesidades de gas natural de la demanda prioritaria y de usinas eléctricas, más las exportaciones en período no invernal.

. Coordinación con programas de incentivo:  se procurará amalgamar el esquema con los planes de estímulo a la oferta de gas natural establecidos por las Resoluciones  46/2017, 419/2017 y 447/2017, todas del entonces MINEM.

. El diseño, instrumentación y ejecución de estos programas por parte de las empresas productoras cumplirá con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional de las facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y servicios por parte de Pymes y empresas regionales, así como de bienes, procesos y servicios de industria, tecnología y trabajo nacional.

Será contemplado un sistema de control y sanción que será implementado por Energía  en forma conjunta, federal y colaborativa con el Ministerio de Desarrollo Productivo, de Ciencia y Tecnología, las provincias que adhieran al esquema y las organizaciones de trabajadores y trabajadoras y empresariales del sector que así lo soliciten.

. Se preverán otros aspectos que a criterio de la Energía resulten conducentes para garantizar la seguridad de abastecimiento de gas natural desde el punto de vista de la previsibilidad de la oferta y la garantía de tarifas justas, razonables y asequibles para la demanda.

El artículo 5 del decreto 892 faculta a Energía para fijar los precios de gas natural en el PIST, aplicables exclusivamente a los contratos o acuerdos de provisión (incluidas las operaciones spot) que Integración Energética Argentina (IEASA) celebre con las empresas del servicio de distribución y de subdistribución de gas por redes.  Estos contratos o acuerdos serán por los volúmenes adicionales a los contractualizados en el Plan.

. El Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser trasladado a los usuarios de conformidad con  las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes ( Decreto2.255/92).

En virtud de ello, la Secretaría de Energía podrá dictar una reglamentación relativa a la discusión y debate de las tarifas de gas natural, así como de su debida ponderación, la que podrá incluir mecanismos de participación ciudadana, a los efectos de determinar el monto que el Estado Nacional podrá tomar a su cargo y sin alterar las facultades regulatorias en materia de tarifas de transporte y distribución de gas natural.

. El Ente nacional Regulador del Gas  (ENARGAS), organismo autárquico en el ámbito de la Secretaría de Energía, deberá dictar todos los actos administrativos necesarios a efectos de cumplir con lo establecido en el decreto 892. Asimismo, junto con IEASA y con CAMMESA, deberá prestar toda la asistencia técnica que fuere requerida por Energía.

Esta Secretaría podrá dictar todos los actos administrativos necesarios para establecer un mecanismo de transición para los usuarios comprendidos en esta norma (en la materia tarifaria).

. El Banco Central de la República Argentina (BCRA), en caso de que existan normas que limiten el acceso al mercado libre de cambios (MLC), para la repatriación de las inversiones directas y sus rentas y/o  la atención de servicios de renta o principal de endeudamientos financieros del exterior,  deberá establecer mecanismos para  facilitar el acceso a dicho mercado a tales fines, cuando los fondos hayan sido ingresados por el MLC y sean operaciones genuinas a partir de la entrada en vigencia del decreto 892 y destinados a la financiación de proyectos.

El decreto invita a las provincias productoras de gas natural a adherir al Plan Gas y faculta al Jefe de Gabinete de Ministros a realizar las modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a los fines del cumplimiento del esquema ahora activado.

PUNTUALIZACIONES

. Volumen base total:  es el bloque de setenta  (70 MMm3/d ) o aquel mayor o menor que, sobre la base de lo propuesto por la Secretaría de Energía , adopten las partes) en los 365 días del año, por una duración de 4 años.

 El volumen total se distribuirá de la siguiente manera (y, en caso de modificaciones del Volumen base total por parte de la Energía, en los porcentajes que esta determine):

– Cuenca Austral (comprende la producción on shore y off shore de las provincias del Chubut, de Santa Cruz y de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur): 20 MMm3/d.

 – Cuenca Neuquina: 47,2 MMm3/d.

 – Cuenca Noroeste: 2,8 MMm3/d.

.Los Productores deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales. Esto, en una actividad con declino geológico, implica un volumen de inversión significativo que –a la vez– tracciona los niveles de empleo.

. Se le reconoce prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta de gas a quienes resulten con precios más competitivos en la Subasta, con lo cual se favorece la eficiencia en las asignaciones.

. Se otorga prioridad para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno, a aquellos Productores o Productoras que presenten precios más competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la licitación. Esta medida pretende seguir con el desarrollo del mercado de exportación a los países vecinos e incentivar la concurrencia en la Subasta.

. La Secretaría de Energía definirá, con la asistencia del ENARGAS, en caso de que se la requiera, y a partir del precio resultante en la Subasta para el gas en el PIST, cuáles son los niveles de subsidio en el precio del gas y el traslado (pass through) del costo a la demanda prioritaria vía contratos de las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras. De esta manera, la Autoridad de Aplicación establece el contenido de la política pública de subsidios con el fin de proteger a los segmentos vulnerables de la población.

 De allí que esta iniciativa tenga en cuenta tanto los precios requeridos para el desarrollo sostenible de la producción de gas en todas las cuencas de nuestro país, como los niveles tarifarios (y de subsidio) asociados que están relacionados con la demanda prioritaria.

.El inicio de las subastas será en diciembre de 2020, en función de los plazos necesarios para lograr mayor inyección en mayo de 2021.

. Habrá reducciones proporcionales del Precio Ofertado y hasta se podrá perder la participación en el Esquema. Si se incumple el compromiso de inversión, el incremento del valor agregado nacional y/o el compromiso de inyección en el Período Estacional de Invierno se debe abonar una penalidad.

. Relación con planes de estímulo vigentes: se promueve complementar el nuevo esquema con el Programa de estímulo dispuesto en las Resoluciones  46 /17 (con vencimiento  a fines de 2021) y sus modificatorias, 419/17 y 447/17, del entonces MINEM, con los siguientes objetivos:

.Que los volúmenes adicionales a los allí involucrados queden incorporados en la nueva iniciativa de acuerdo con las condiciones del presente esquema.

.Que la inversión del Estado Nacional durante la vigencia de dicho Programa redunde ahora en precios competitivos y se dé forma a un solo mercado de gas con precios uniformes.

. Se contemplen los derechos de quienes en la actualidad son beneficiarios o beneficiarias de ese Programa de estímulo. En este sentido, se han previsto una serie de opciones de ingreso con el fin de igualar las condiciones de partida de todos los Productores, a la vez que se establecen medidas que comenzarán a tener vigencia al momento de finalización del citado Programa, esto es, en enero de 2022.

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Energía acordó con el Banco Mundial prórrogar el préstamo para el PERMER II

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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TGN, TGS y ENARGAS analizan posible ampliación de ductos y su financiación

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

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

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

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

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

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

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

 

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GENNEIA neutraliza las emisiones de carbono de su actividad administrativa

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

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

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

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

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

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

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera el horizonte de los 1.100 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 25% de la capacidad instalada en energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector.
La compañía tiene una potencia superior a los 610 MW de energía eólica con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y alcanza los 700 MW de energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan.
Además, están en proceso de construcción los proyectos eólicos Chubut Norte III (57 MW) y Chubut Norte IV (83 MW) en conjunto con la empresa PAE; y el proyecto Chubut Norte II (26 MW) con destino al Mercado a Término de Energías Renovables, es decir, con destino a clientes privados. Genneia también es propietaria y operadora de 4 centrales de generación térmica (479 MW).

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ENARGAS va por los “medidores inteligentes”

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

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

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

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

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

La “Mesa de Innovación Tecnológica – Medidores Inteligentes” dictará su propio reglamento de funcionamiento. Será encabezada por la Gerenta de Innovación Tecnológica del Organismo, Carina Buccieri. Las propuestas de los y las participantes de dicha Mesa no resultarán vinculantes para el ENARGAS.

Podrán participar de la Mesa de Innovación Tecnológica las Licenciatarias de Distribución del servicio de Gas Natural y Subdistribuidoras, Organismos de Certificación acreditados por el ENARGAS, fabricantes e importadores de los medidores para gas y dispositivos de medición inteligente, mediante la designación de un representante. Todos se desempeñarán “ad honorem”.

El ENARGAS también invitó a participar de la Mesa a las dependencias pertinentes del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación, al Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas de Argentina (CONICET), y del Ministerio de Desarrollo Social de la Nación.

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

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Energía y ADIGAS analizaron las perspectivas del sector

El secretario de Energía, Darío Martínez, junto con la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla, mantuvieron un encuentro con representantes de la Asociación de Distribuidoras de Gas (ADIGAS) en la que se analizó la situación que atraviesa hoy el sector gasífero, focalizando en la posibilidad de realizar obras de mejoramiento de los gasoductos.

Además, se planteó la importancia que tendrá para las empresas la implementación del Plan de Estímulo a la Producción de Gas Natural Argentino presentado recientemente por el Presidente de la Nación, Alberto Fernández, en el yacimiento Loma Campana, provincia del Neuquén.

Los directivos de ADIGAS se comprometieron a proveer información desde las empresas encargadas de distribuir el gas natural a través del todo el territorio nacional, que ayude a la toma de decisiones en materia de políticas públicas.

En representación de las distribuidoras de gas participaron de la reunión la presidenta de Adigas y CEO de Camuzzi, María Tettamanti; el director de Adigas, Daniel Martini; el presidente de Metrogas, Alejandro Fernández; el presidente de Camuzzi, Jaime Barba; el director de Regulación de Naturgy, José Luis Fernández; el CEO de Ecogas, Rubén Vázquez; y el Gerente Corporativo de Gas Nea, Carlos Castro.

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Eudeba publicó “Precios, tarifas y subsidios a la energía. El problema de la regulación energética 2003-2009” de Alejandro Einstoss

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

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

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

Acerca del Autor

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

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

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

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Comenzaron las actividades de perforación para incrementar la producción de gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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Informe IAE detalló la merma en la producción de petroleo y gas en setiembre

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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CECHA alertó sobre posibles cierres de estaciones y pide volver al ATP

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Presentaron proyecto para un nuevo Plan Nacional de Biocombustibles

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Energía y Seguridad integran información para respuestas ante emergencias

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

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

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

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

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

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Pampa Energía celebró sus 15 desde la Bolsa de NY

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

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

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

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

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

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

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

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

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YPF y ONGC Videsh con un ojo en Vaca Muerta

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

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

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

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Último tren al futuro

Durante el último mes, los más importantes Centros de Planificación Energética Internacional (BP, EIA, IEA, etc.) anunciaron que el fin de la Era del Petróleo se está acercando. La supremacía del Oro Negro se limitaría a la próxima década y en parte, ello podría verse influenciado por el resultado electoral en los EE.UU. De allí en más será cada vez mayor la participación de las energías renovables en la matriz energética mundial. Mientras tanto, en algún lugar del Tercer Mundo, se anuncia el lanzamiento de un Nuevo Plan Hidrocarburífero que vendría a dar sustentabilidad al sector y un respiro a la macroeconomía del país por los próximos 4 años. Lo que se dice un auténtico dejá vu.

Escribe Alberto Montebello

Hasta lo que se conoce de los prolongados anuncios y postergadas puestas en marcha, este Plan no es sino la continuidad del que, con algunas interrupciones operativas, estuvo vigente desde 2013 (cuando irrumpe el potencial de Vaca Muerta como maná potencia de divisas salvadora) y que, con horizontes cuatrienales, ha mostrado un viso de continuidad en un sector signado por los cambios de rumbo político. 

La clave del programa consiste en que el Estado le asegura al productor un valor acordado por el gas suministrado, que es independiente del precio contenido en la tarifa. Inicialmente fue 7,5 dólares por millón de BTU y hasta la aplicación de la Resolución 48/17, que con serios errores de diseño al no considerar un tope de producción subsidiable se focalizó en la producción No Convencional, se definía un esquema descendente, partiendo del mismo valor (vagamente justificado), y reduciéndolo en 0.5 dólares por año. En términos generales la lógica del programa consiste en que existe un precio que paga la demanda y otro, muy superior, que recibe la oferta. La diferencia la pone el Estado, es decir la sociedad en su conjunto. Y ese aporte está definido, institucionalmente, en las pautas y Programas del Presupuesto Nacional.

Más allá de los resultados estadísticos que funcionarios y especialistas del sector se han dedicado a revelar y cotejar, la evidencia irrefutable observada es que la oferta de hidrocarburos responde a incentivos de precios o; en otros términos, la elasticidad precio es positiva, con más o menos rezago temporal. La continuidad de los sucesivos Plan Gas, iniciados a partir de la Resolución 1/2013, implicaron una notable transferencia de la renta petrolera en favor de las empresas hasta el año 2018, con un máximo histórico en el año 2015, como lo muestra Alejandro Einstoss en un estudio reciente . 

La historia a partir de mediados del año 2018 muestra cierta continuidad del modelo de incentivos a la oferta, aunque la incorporación de un esquema de subastas (que vino a establecer un régimen de competencia con impacto favorable en los precios que paga la demanda), con la llegada del Secretario Iguacel, incorporó una lógica “hacia los mercados”, que también estaría contemplando el Plan GasAr o Plan Gas IV. Otro componente del próximo programa sería que el precio que percibiría la oferta tendría un techo inferior a los 4 dólares por millón de BTU, con lo que la asignación de renta petrolera encontraría una posición más balanceada entre productores, consumidores y Estado.

Lamentablemente la falta de políticas económicas consistentes ha generado en Argentina recurrentes crisis cambiarias, y por tanto la formación de precios de la energía en el mercado interno mostró, bajo los distintos signos políticos, relativa inviabilidad del modelo de negocio, en un contexto en que los costos dolarizados no pueden ser sostenidos por tarifas en pesos. De allí que el modelo regulatorio del gas natural, dado por la Ley 24.076, resulta insostenible.

Prueba de ello es que los ajustes por devaluación que fueron irrelevantes durante el período de Convertibilidad, pero que eran parte del modelo tarifario, se volvieron inaplicables en el año 2018, cuando el Decreto 1053 dispuso que fuera el Estado quien le retribuyera a las empresas por ese concepto, en varias cuotas. No obstante, de acuerdo a la interpretación de la Intervención actual del ENARGAS ello constituye una violación a la ley, y hay ex funcionarios imputados penalmente por esa decisión. Asimismo, parte de la inacción del Secretario de Energía que se fue en septiembre pasado estuvo, entre otra serie de factores, vinculado a la incertidumbre en la gestión de la política sectorial (en términos de la legalidad de la deuda a cobrar por parte de las empresas petroleras) que existía en función de este proceso. Más allá de esta incertidumbre, la falta de liderazgo político y ejecutivo ha sido, hasta el momento, una debilidad manifestada al interior de la coalición de gobierno.

De instituciones y liderazgos a mezquindades personales

La capacidad de liderazgo no es un atributo menor en nuestra sociedad. Según el gran escritor Tomás Eloy Martínez, el fracaso de la Argentina en relación a otros países de la región consiste en que la elite que conduce los destinos de nuestras Pampas no muestra aptitudes por encima del ciudadano promedio, sino todo lo contrario. Puede que esa teoría sea aplicable al sector petrolero en que existe algún grado de correlación (intuitivo) entre liderazgo y desempeño. Ha habido algunas figuras que dejaron su impronta, como Mosconi o Estenssoro, para mencionar sólo algunos ejemplos. Otro liderazgo positivo apareció tras la nacionalización de YPF. 

Se ha cuestionado el endeudamiento de la compañía post (más reciente) nacionalización, pero en este caso el incremento del pasivo de la Compañía vino acompañado por un aumento de sus activos y un meritorio proceso de aprendizaje en la explotación del recurso No Convencional. Según trascendidos, existía un interés genuino del nuevo presidente de la Nación en la continuidad en la gestión de Galuccio, tras el cambio de gobierno de diciembre 2015, pero el contundente “o él o yo” del flamante ministro torció el rumbo y terminó en un muy pobre desempeño de la empresa de bandera durante esa gestión de Gobierno. Podríamos imaginar (inútil y tristemente) cuán distinta hubiera sido la historia si el tiro de esa bala de plata hubiera salido por la culata.

De la YPF de los años 2016-2019, conducida por un financista, queda en la estadística una baja performance productiva y la expansión hacia proyectos antieconómicos como los casos de la exportación de GNL o la pobre gestión de energías renovables y otros proyectos antieconómicos vinculados al sector eléctrico. Sin mencionar que la conducción operativa de YPF estuvo a cargo de un nuevo CEO que duró poco más de un año en el cargo.

Simultáneamente el ex CEO de YPF fue consolidando el gerenciamiento de su nueva firma VISTA OIL que, junto a otras empresas locales, como PAE y Tecpetrol han tenido un rol sectorial muy activo, y dan cuenta del potencial de la burguesía nacional que podrían liderar un nuevo y prolongado ciclo de crecimiento y desarrollo económico, tan largamente esperado. Seguramente este potencial productivo podrá dar todo de sí en la medida que el liderazgo político se consolide, de la mano del rol protagónico que se espera de YPF y en la medida que la estructura productiva se adapte a convivir con la (post) pandemia.

Otro liderazgo relevante se ha visto en la figura del gobernador de Neuquén, que es quien mejor interpreta la necesidad que el nuevo Plan GasAr se ponga en marcha cuanto antes. Su empuje está vinculado posiblemente a la plena conciencia que, de no existir un Plan sustentable, tanto en lo macroeconómico como en lo energético (con plena coordinación de ambos), los recursos de Vaca Muerta terminarían enterrados y desaprovechados, como su propia gestión. Pero si finalmente se pone en marcha, podría tener aspiraciones políticas a nivel Nacional. Es notoria, en este sentido la diferencia en la capacidad de liderazgo respecto a su par de la provincia de Rio Negro, que compartió el anuncio del lanzamiento del Plan desde el corazón de Vaca Muerta, pero que a diferencia del líder neuquino no termina de consolidar un liderazgo ejecutivo ni político en su provincia.

El núcleo de la contradicción y su posible Resolución

Como señalamos, el problema del pase a tarifas en el precio del gas forma parte del conflicto distributivo en términos del reparto de la Renta petrolera, y constituye el nudo gordiano a desatar. 

La posibilidad de financiamiento desde el Estado es uno de los principales interrogantes bajo un esquema de “ventanillas múltiples” donde las demandas sectoriales y federales sobrepasan ampliamente los recursos disponibles, produciéndose así una puja entre una multiplicidad de proyectos, donde la emergencia sanitaria también impone sus prioridades. 

El Plan GasAr es sin dudas un paso adelante para la salida de la situación crítica del sector, pero que requiere de mayores precisiones aún por definir, en especial en materia presupuestaria. Y sobre todo dirimir el conflicto entre asequibilidad y sostenibilidad económica del servicio energético a suministrar. El conflicto parte del diferencial que existe entre el costo del servicio y sobre todo la posibilidad de acceder al mismo, y la capacidad de pago de los usuarios, en un contexto de escasez de recursos fiscales.

El dilema no es de fácil resolución. La solución debe encaminarse a un modelo temporalmente auto sustentable con inclusión social, a partir de mejorar el foco de la población a subsidiar tanto como la modalidad del subsidio. En este sentido, si bien el modelo de Tarifa Social ha sido un avance en términos distributivos respecto al modelo de los años 90’, su resultado ha sido parcial para los usuarios del servicio y mucho menos eficaz para los no usuarios. Por más que se incluyan criterios de elegibilidad de la población a incorporar bajo esta tarifa diferencial (como lo anunció recientemente el Enargas), el problema está en la génesis del modelo, amén que la mayor inequidad está dada por la restricción de acceso al servicio, pues más de un tercio de la población carece del mismo.

En regiones frías el problema se plantea con más evidencia. Ocurre que los pobladores con acceso y menores recursos consume más cantidad de gas, pues son quienes peores condiciones habitacionales poseen, y si bien perciben un descuento tarifario, los niveles de gasto energético siguen siendo abrumadores. Son “pobres energéticos con tarifa social”. Es por eso que el diseño del mecanismo de subsidio debería apuntar a financiar mejoras en la infraestructura, de la mano del paquete tarifario. Naturalmente este tipo de medidas requiere de un apoyo de información estadística y geo referencial sustantiva. 

Este tipo de medida sería de más fácil concreción en un régimen nacional como el del gas natural, con delegaciones dispersas en todo el país, que podrían coordinar un seguimiento más cercano hacia los usuarios, del tipo del aquí propuesto. 

Necesariamente, esto también requiere de mayor coordinación con el área de infraestructura y obra pública, pero a su vez garantiza una mejor asignación de recursos ya que mayormente se trata de inversiones (ej: aislación térmica; mejoramientos de combustión; cambios de instalación, etc.) relativamente menores. Ciertamente el manejo de datos censales no es ni ha sido muy eficiente en nuestro país, pruebas al canto, las deficientes estadísticas de contagios de COVID han motivado críticas internacionales, y correcciones sobre la marcha, bastante inquietantes. Pero justamente, sin un buen diagnóstico, basado en datos estadísticos, no habrá medidas correctivas eficaces. 

La otra gran carencia que tiene nuestra política pública es el análisis costo-beneficio. Y en este sentido hay un llamado de atención para mejorar las condiciones de acceso. Mientras el país exhibe con orgullo varios avances tecnológicos en el uso del GNC y GNL para suministros en localidades sin red de gas natural, y en usos para el transporte, resulta controversial que predomine el uso de GLP y combustibles líquidos, allí donde el gas natural tiene amplio espacio de sustitución con ahorros presupuestarios y mejora en las condiciones ambientales.

En síntesis, Argentina mantiene una iniciativa interesante en el campo de la innovación y la aplicación de buenas prácticas productivas a nivel del sector privado (aspectos de tipo microeconómicos). Pareciera que están faltando ideas desafiantes, mayor coordinación en la gestión (aspectos macro), y otro modelo de liderazgo en el plano de las políticas públicas (institucional) para lograr convergencia y uniformidad de criterio en las medidas a aplicar, y así poder cumplir el arduo objetivo de poner a la Argentina de pie.

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El Decreto por el nuevo Plan Gas se hace esperar

Por Santiago Magrone

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Genneia anunció plan de refinanciación de sus O.N.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Martínez y Bulgheroni recorrieron la refinería de AXION en Campana

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

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

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

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

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

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

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

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Galileo con GNL para Buquebus y Scania

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Naturgy inauguró nuevo Laboratorio de Calibraciones

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

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

Entre el equipamiento adquirido para el laboratorio se destacan:

  • Banco de calibración de toberas críticas, el cual permite calibrar de a 10 medidores domiciliarios en forma simultánea, reduciendo los tiempos de ensayo y mejorando la exactitud de los resultados informados.
  • Banco de calibración de medidores industriales: El mismo permitió ampliar el alcance del laboratorio a medidores de hasta 3000 m3/h.

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

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

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La demanda de electricidad en setiembre bajó 1,7% promedio interanual

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

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

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

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

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

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

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

También, en la comparación interanual  la demanda residencial ascendió 10,9%, la comercial cayó 10,6%, mientras que la industrial bajó 10,9% .  Sin embargo, se dio una curiosidad en torno al consumo de potencia: la máxima demanda de potencia en setiembre quedó a menos de 4.000 MW del record histórico y a poco más de la mitad de la potencia instalada que informa CAMMESA: 22.683 MW es el máximo consumo de potencia de septiembre, contra el record de 26.320 MW de febrero de 2018 y 40.139 MW de potencia instalada.

 La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido septiembre de 2020) 4 meses de baja  (abril de 2020, -11,5%;  mayo, -7,6%;  agosto, -6,4%; y septiembre de 2020, -1,7%) y 8 meses de suba (octubre de 2019,  5%; noviembre, 5%;  diciembre, 3,3%; enero de 2020, 2,3%; febrero, 1,3%;  marzo, 9,3%;  junio, 0,9%; y julio de 2020, 1,2%).

Hasta el momento,  el acumulado de la demanda de electricidad de los primeros nueve meses del 2020 presenta una caída del  1,2%.  En cambio, en el año móvil (octubre de 2019 a septiembre de 2020) presenta un aumento de 0,3%.

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

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

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

En cuanto a Generación, acompañando el comportamiento de la demanda, la generación local presentó un decrecimiento siendo 10.344 GWh  en setiembre último contra 10.623 GWh registrados en septiembre de 2019.  Además, la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja y presentó una caída (se importaron 78 GWh,  prácticamente de origen renovable y de excedentes hidráulicos), concentrada en días de alta exigencia.

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

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

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

 Según informa CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 22 de octubre, es de 11,9%.

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

Setiembre de 2020 fue alcanzado por la cuarentena (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) dispuesta desde el  20/03/2020, impactando principalmente en la baja de la gran demanda.

 Ahora bien, observando la demanda GUMAs  (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando hoy alrededor del 93% de su demanda previa a la cuarentena (sin considerar la demanda de ALUAR).

 El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.

 No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria supera el 6,7%. Uno de los sectores que se recuperó en el último mes es el de Petróleo y minerales con una suba de 2,9%.

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

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

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Bajó el precio del gas para noviembre a CAMMESA, con promedio de U$ 2,01 el MBTU

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

Se trata de precios a la baja respecto de los registrados el mes pasado, considerando los mínimos y  máximos ofertados por productores que operan en las cuencas Neuquina, Austral, Golfo San Jorge y Noroeste.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Martínez encabezó reunión del Consejo Federal de Energía

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

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

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

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

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

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

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

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Productores de biocombustibles rechazan ser motor de aumento en naftas y gasoils

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Designaron a los cuatro Subsecretarios del área de Energía

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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YPF suspende exportaciones de GNL mientras que un juez clasura Escobar

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

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

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

Escobar

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

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

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

Licuefacción

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

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

Malos negocios

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

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

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

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

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Sinec Argentina lanza el nuevo Drone Matrice 210 RTK V2dor automático

Un nuevo mundo de oportunidades en la gestión y control de todos los sectores en la industria de la energía eléctrica.

Sinec, es una la empresa líder en Argentina, con 11 años de trayectoria, cuyo propósito es brindar soluciones de vanguardia y a medida, en el ámbito de la energía eléctrica.

Cuenta con cuatro áreas de negocios: Consultoría,  Ensayos y Mediciones,  Ingeniería y Construcciones ,  en las que brinda una amplia gama de servicios y soluciones para satisfacer las necesidades de los clientes, basados en el conocimiento, la excelencia y la experiencia de los profesionales que las integran.

Con presencia en todo el país, Sinec es econocida como una socia estratégica y confiable que facilita el cumplimiento exitoso de los proyectos.

“Nuestro compromiso es llevar a cabo nuestra actividad, operando en un entorno de cero daños, con una ambición sostenible, brindando las mejores oportunidades para nuestros colaboradores, clientes y las comunidades donde desarrollamos nuestros proyectos” dijo la emporesa en un comunicado.

Sinec recomienda la integración  del nuevo Drone Matrice  210 RTK V2 en los procesos de mantenimiento de líneas de alta/media tensión y estaciones eléctricas , ya que las imágenes que captan sirven para detectar fallas o anomalías en los elementos de las líneas , y/o buscar los puntos calientes que pueden estar asociados con un contacto inadecuado,  o algún defecto que no es visible a simple vista.

De esta manera el Drone optimiza las labores de manteniendo, complementando el trabajo de los operarios. Sus principales beneficios para la gestión de las instalaciones eléctricas son:

  • Modelos 3D de alta resolución
  • Identificación eficiente de amenazas
  • Productividad óptima en el sitio de producción
  • Mejoras en la seguridad en el trabajo
  • Adquisición de datos en menos tiempo
  • Flujos de trabajo mejorados
  • Frecuencia de actualización de datos de control
  • Disminución de Costos en inspecciones

Brindando  la mayor seguridad y eficiacia comprobada en las siguientes áreas :

  • Energía :

Permite la realización de inspecciones estructurales de plantas de energía Eólica, Fotovoltaicas y tendidos eléctricos.

  • Oil & Gas:

Permite seleccionar la mejor área de implantación, evaluar su potencial, el uso de la tierra, la infraestructura y la problemática ambiental.

  • Construcción:

Facilita las inspecciones y reduce considerablemente los costos.

  • Minería:

Permite eliminar retrasos con un operador, como así también ayuda a proveer acceso sin limitaciones .También se pueden  manejar variabilidad e incertidumbre a través de un ambiente digital completamente integrado.

  • Topografía:

Facilita la identificación de áreas críticas u objetos peligrosos y el control periódico de la sedimentación.

Sinec emplea a más de 200 personas y cuenta en su cartera proyectos eléctricos ejecutados por más de 15.000 MVA.

Con más de 300 clientes y 3 oficinas en la Argentina, lleva invertidas más de de 500.000 horas/hombre en diferentes proyectos.

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El ENRE multó a Edesur por aplicar plan no autorizado

Mediante la Resolución 43/2020, el interventor del ENRE multó a la empresa EDESUR con 1.640.000 pesos por llevar adelante el programa piloto Asistencia al Hogar, que consta de un servicio tercerizado de la distribuidora a través de la alianza de Enel X con una empresa de Seguros y que incluye el ofrecimiento a los usuarios y usuarias de diferentes Microseguros que serán cobrados mediante la liquidación de las facturas. 

La sanción a la EDESUR es “por incurrir en el incumplimiento de las obligaciones establecidas en el contrato de concesión y en el Estatuto Social de la Empresa”, comunicó el organismo regulador.
 
“Para obtener el permiso del ENRE para realizar una actividad que está fuera del alcance de la regulación de la actividad de distribución del servicio público de energía, la Empresa concesionaria debe presentar ante el Ente la información correspondiente sobre las características de la actividad que desarrollará y esperar la autorización del Ente Regulador”. “Sin esta autorización, la Empresa distribuidora no puede llevar adelante ninguna actividad no regulada”. puntualizó. 

En este sentido, la Empresa no sólo no presentó ninguna documentación sobre la actividad que llevará adelante, sino que, en el año 2019, comenzó a desarrollar la actividad sin que el Ente estuviera en conocimiento, se explicó.
 
En este marco, el ENRE decidió multar a EDESUR y resolvió que, en el plazo de 10 días hábiles, la empresa deberá enviar toda la información correspondiente al plan piloto Asistencia al Hogar para la Prestación de Servicios de Asistencia a Hogar. 

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Enargas habilitó una herramienta de acceso a datos estadísticos y operativos del sistema gasífero

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

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

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

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

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

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

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Las centrales nucleares alcanzaron nuevo récord de generación

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

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

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

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

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

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Martinez explica el rumbo de la política energética del gobierno

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Ajustan precios del gas en garrafas y aumenta subsidio a beneficiarios del “Programa Hogar”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Se conocieron los detalles del esperado Plan Gas

Finalmente se dio a conocer el documento base del decreto que oficializará el denominado “Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” que se publicará en el Boletín Oficial en los próximos días.

El nuevo esquema fue anunciado el jueves 15 en el acto que encabezó el presidente Alberto Fernández en el yacimiento Loma Campana, pero el documento con los detalles comenzó a circular recién durante el fin de semana.

Según el documento Energía buscará viabilizar inversiones para aumentar la producción gasífera en todas las cuencas del país, con el objetivo primario de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos y sustituir las importaciones de GNL y de este modo mejorar la balanza comercial energética contribuyendo a la reducción de los subsidios y generar certidumbre en el largo plazo.

Otra de las preocupaciones que deja trascender el documento es la referida al incentivo a la producción de gas para detener , satisfacer la demanda interna y sustituir importaciones, ahorrando divisas y reduciendo el costo fiscal, potenciando el empleo en esta industria.

En referencia al precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) será el producto de la competencia en el mercado pero sujeto a las condiciones que fije el Estado para asegurar –entre otros objetivos– la obligación de invertir para evitar el declino de la producción.

Uno de los puntos más delicados es el referido a la exportación de gas natural. En el documento se establece que se “otorga prioridad para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno, a aquellos Productores Firmantes que presenten precios más competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la licitación.”

En materia de tarifas y subsidios, la Secretaría de Energía definirá, con la asistencia del ENARGAS, y a partir del precio resultante en la Subasta para el gas en el PIST, cuáles son los niveles de traslado (pass through) del costo a la demanda prioritaria vía contratos de las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribución.

De esta manera, la Autoridad de Aplicación establecerá el contenido de la política pública de subsidios a fin de proteger a los segmentos vulnerables de la población. De allí que esta iniciativa tenga en cuenta tanto los precios requeridos para el desarrollo sostenible de la producción de gas en todas las cuencas de nuestro país, como los niveles tarifarios (y de subsidio) asociados que están relacionados con la demanda prioritaria.

A continuación, adjuntamos una copia del documento suministrado por fuentes oficiales.

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Hay respaldo de cámaras empresarias al Plan Gas

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

“El Plan Gas constituye una política adecuada para incrementar la producción local de gas natural con el objetivo de satisfacer la demanda interna y disminuir las importaciones. Asimismo, constituirá un efecto multiplicador en términos de empleo y actividad, como así también en el pago de impuestos nacionales, regalías e ingresos brutos para las provincias”, señaló la entidad que nuclea a las más importantes operadoras de la industria del petróleo y el gas.

Al respecto, la CEPH remarcó que “este tipo de iniciativas resultan indispensables para garantizar las operaciones de gas natural en el país y ayudan a generar las condiciones necesarias para el  suministro sustentable y seguro” del insumo energético.

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

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

La CADE está conformada por empresas  con un primer foco en la energía generada por los hidrocarburos, en especial el petróleo y gas de Vaca Muerta, y  abarca toda la cadena de producción, desde la exploración, la producción y el transporte hasta los complejos industriales de refinación y la distribución comercial en todas sus etapas.

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Gobierno lanzó Plan Gas trienal para estimular inversiones y producción

Por Santiago Magrone

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Energía aumentó 10 % los biocombustibles y procura recomponer precios en el sector

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Sanción del ENRE a Edesur y Edenor por aplicar “multas ilegítimas” a usuarios

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

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

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

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

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

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

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

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Se viene la “Semana de la Energía” organizada por Olade

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

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

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

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

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

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

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

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

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El presidente Fernández encabezará el lanzamiento del nuevo Plan Gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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EXALL el mejor rendimiento luminico del mercado

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

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

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

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

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

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

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

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

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Raízen (Shell) invertirá U$ 715 millones para aumentar producción en la refinería Dock Sud

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Cauto optimismo empresario acerca del desarrollo de Vaca Muerta

Por Santiago Magrone

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Habrá tarifas de transición para el post congelamiento

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Alberto Fernández destacó el aporte de la energía eólica

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

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

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

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

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

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

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

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La Ofhepi, de duelo

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

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

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

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

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

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

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YPF Luz presentó su Reporte de Sustentabilidad 2019

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

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

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

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

  • Principales resultados 2019 – Desempeño económico.

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

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

  • Desempeño ambiental

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

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

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

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

  • Desempeño social.

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

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

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

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

  • Gobernanza, ética e integridad

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

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

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

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

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

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CECHA pidió a Martinez más ATP y una mesa con petroleras y gremios

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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En un encuentro virtual con la comunidad, Tenaris compartió sus proyectos y los desafíos del futuro

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

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

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

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

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

Presentes

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

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

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

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Cammesa es sujeto obligado

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Un presupuesto para todos los bolsillos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hidrocarburos

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

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

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

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

Obras

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

Renovables

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

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

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

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

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TGN obtuvo la certificación “Great Place to Work”

La empresa TGN obtuvo la Certificación™de Great Place toWork®, reflejando así el alto reconocimiento a la calidad de la cultura dentro de la organización.

De la opinión expresada por los colaboradores, y aplicada la metodología de medición de cultura de Great Place toWork, surge que 8 de cada 10 empleados tienen una experiencia positiva en TGN.

Daniel Ridelener, Director General de TGN, señaló que “estamos orgullosos por estos resultados, somos una empresa joven y dinámica que valora el bienestar de las personas que la integran. El respeto, la inclusión, la diversidad son valores compartidos y día a día priorizamos las relaciones positivas entre nuestros colaboradores”.

“La confianza y la satisfacción mutua de nuestro equipo, más allá de su expertise técnico, hacen la diferencia a la hora de brindar un servicio donde la innovación nos estimula a la auto-superación permanente”, agregó.

“Felicitamos a TGN por su Certificación”, destacó Eduardo Aceiro, gerente General de Great Place To Work en Argentina. “Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus colaboradores crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios”, cerró.

La Certificación de Great Place to Work es un programa de reconocimiento a la calidad de la cultura organizacional, que constituye el primer paso para comprender cómo se construye un excelente lugar para trabajar.

Para obtener la Certificación, las empresas deben responder -a través de sus colaboradores- una encuesta logrando un determinado valor en términos de participación y resultados y brindar información acerca de la cultura de la misma (Culture Brief).

La encuesta contiene 60 sentencias que indagan la percepción de los colaboradores sobre lo que experimentan en su lugar de trabajo, a través de comportamientos relacionados con la confianza (Credibilidad, Respeto, Imparcialidad, Orgullo y Camaradería).

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Martínez y Albuquerque se prometieron mayor integración energética bilateral

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Genneia y la huella de carbono

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La demanda de electricidad bajó 6,4% promedio interanual en agosto

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

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

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

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

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

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

Aunque existe un aumento de la demanda residencial, aún está impactando la coyuntura de la cuarentena y la menor actividad comercial e industrial. Esto se demuestra en la reducción del consumo en esos sectores de la actividad económica.

Según los datos de CAMMESA, se puede discriminar que, del consumo total de agosto el 49% (5.354,6 GWh) pertenece  la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 26% (2.702,1 GWh) y el industrial 25% (2.668,7 GWh). También, en comparación interanual, la demanda residencial ascendió  2,9%, la comercial cayó 11,5%, mientras que la industrial bajó 11,7% .

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

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

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

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

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

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

La generación térmica y la hidráulica son las principales fuentes de generación utilizadas para satisfacer la demanda, destacándose además el crecimiento en la participación de las energías renovables, superior a la energía nuclear. La generación hidráulica se ubicó en el orden 2.550 GWh en agosto de 2020 contra 3.221 GWh en el mismo periodo del año anterior.

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

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

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

Al observar la demanda GUMAs (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando alrededor del 90% de su demanda previa a la cuarentena (sin considerar la demanda de ALUAR).

 El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz. No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria supera el 53%. Uno de los sectores más afectados es el de Petróleo y minerales que aún muestra una baja de 5,5%.

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

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Martínez, ADEERA, y los trazos gruesos para el sector eléctrico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La CEA sigue sumando empresas a su nomina de asociados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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CECHA informó “meseta” con baja de 25% en ventas de naftas y gasoils

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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Martínez dejó la banca y oficializarán su designación en Energía

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

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

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

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

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

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

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

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Axion también movió sus precios

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

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

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

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Creció la oferta de gas para CAMMESA en octubre, a U$2,46 promedio, y a la espera del Plan Gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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ENARGAS y TGN analizan proyectos de ampliación de gasoductos

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

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

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

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

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

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

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El ENRE sancionó a Yacylec por distribuir dividendos sin autorizacion previa

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La Mesa Petrolera aprobó “Reglas de Oro” en seguridad para Vaca Muerta

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

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

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

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

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

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

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

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Aparece el “diésel renovable”

En los EEUU, en materia de defensa del medio ambiente, el estado de California tiene y procura mantener una suerte de liderazgo, al menos en materia de propuestas que apuntan a no contaminar.

Emilio J. Cárdenas (*)

Para ello exige, entre otras cosas, que los combustibles que allí se comercializan contengan alguna medida de productos del refinado de aceites ya utilizados en la cocina y de la grasa animal derivada de las operaciones habituales de los frigoríficos. Así como aceite derivado de la elaboración de productos con soja. Al combustible así obtenido se lo llama, gráficamente, “diésel renovable”.

Varias refinerías californianas ya se están reconvirtiendo para poder generar ese tipo de combustible, menos contaminante. Sin por ello dejar, al menos por ahora, de lado la elaboración de diésel de modo convencional.
Las autoridades del estado ofrecen incentivos específicos para quienes decidan producir diésel de la manera pretendida por ellas. Con ellos se compensa de alguna manera el sobrecosto que supone producir “diésel renovable”.

La pandemia del “coronavirus”, al haber ya reducido significativamente el público dispuesto a concurrir a los restaurantes, con la consiguiente caída del consumo, no ayuda a la difusión de los métodos que son los preferidos por el estado de California para la producción del nuevo “diésel renovable”. Pero el regreso a la normalidad, cuando ocurra, presumiblemente impulsará a la industria que genera el llamado “diésel” a recorrer el camino sugerido para la defensa del medio ambiente.

(*) Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas.

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YPF y Shell subieron precios de combustibles 3,5% promedio país, y 4,8 % en CABA

Por Santiago Magrone

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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