Héctor Gay, intendente de Bahía Blanca y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, junto a otras autoridades de la ciudad, inauguraron FISA, la feria multisectorial más grande del sur argentino, que en esta nueva edición tendrá un formato virtual y tiene a Pampa como su sponsor principal. Se llevará a cabo del 4 al 16 de mayo de 2021.
“Esta región es muy importante para Pampa Energía, aquí tenemos nuestros tres parques eólicos que le brindan energía sustentable a gran parte del país y tres centrales que abastecen a miles de bonaerenses. Por eso estamos orgullosos de auspiciar un evento tan importante como FISA y compartir esta inauguración junto al gobernador de la provincia y al intendente de la ciudad” expresó Marcelo Mindlin.
Este año FISA utilizará la plataforma exclusiva www.fisa.com.ar, con diseños creativos y ambientaciones para que el recorrido de la feria virtual sea una experiencia única.
Además, habrá rondas de negocios multisectoriales, con la participación de más de 60 empresas de todo el país, un concurso de fotografía con más de 600 trabajos de ciudades del Sudoeste de la provincia de Buenos Aires y cerca de 100 stands para recorrer e interactuar.
La muestra contará con la participación de disertantes como Marcelo Longobardi, Carlos Melconián, Facundo Manes, Claudio Zuchovicki, Julia Strada, Mateo Salvatto, Jorge Asís, Alejandro Bercovich y Roberto Navarro.
Pampa Energía en la región
En la localidad bonaerense de Bahía Blanca posee dos de sus principales centrales termoeléctricas (Piedra Buena e Ingeniero White), una central de Co-generación que tienen una capacidad instalada de generación eléctrica que suma 734 MW. Además, allí posee dos parques eólicos (Mario Cebreiro y Pampa Energía II) y en el vecino partido de Coronel Rosales el parque eólico Pampa Energía III. Estos tres parques suman una potencia instalada de energía renovable de 206 MW.
AES Argentina presentó una nueva identidad corporativa, alineada a la estrategia global de reflejar su transición a las energías limpias.
El nuevo logo, refleja el compromiso de la empresa en asumir su responsabilidad como líder en la transición mundial hacia las energías renovables. Representa años de trabajo suministrando energía confiable con soluciones sostenibles, innovadoras y competitivas; a clientes y comunidades donde opera.
“Nuestro objetivo como empresa es hacer más sostenible el suministro eléctrico de nuestros clientes, apoyando y contribuyendo al logro de sus metas de negocio; equilibrando la dinámica entre naturaleza y progreso. Une el legado que hemos construido, con el futuro que queremos acelerar”, destacó Martín Genesio, Presidente de AES Argentina.
AES Argentina, empresa con más de 27 años de presencia en el país, definió una estrategia local que la llevó a convertirse en líder local en el mercado renovable, con un 34% de la participación de mercado; excluyendo a las empresas de autogeneración. Este objetivo se logró tras la inauguración, en 2020, de dos parques eólicos: Parque Eólico Vientos Bonaerenses y Parque Eólico Vientos Neuquinos, cada uno de 100 MW.
Julián Nebreda, presidente de AES Sudamérica, comentó que “en AES estamos comprometidos en acelerar un futuro de la energía libre de emisiones para atender los impactos del cambio climático, mayor desafío que tiene nuestra generación.”
Nebreda además invitó a ver este cambio “no sólo como un reflejo de lo que somos, lo que fuimos y lo que queremos ser, sino también como una invitación para todos, a acompañarnos en el proceso de acelerar el futuro de la energía, juntos”.
Como uno de los desarrolladores de energías renovables más grandes a nivel mundial, AES incorpora al mercado de generación eléctrica entre 2 y 3 gigavatios (GW) de nuevas energías renovables anuales. Actualmente, la empresa tiene un portfolio de 6 GW en proyectos de energías limpias, incluidos los acuerdos firmados o que se encuentran en construcción.
Acerca de AES Argentina
AES Argentina está presente en el país desde 1993 y es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional. Para llevar adelante sus actividades, opera 10 plantas de generación ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.
AES Argentina es líder del mercado a término renovable, con el 34 % del market share, excluyendo las firmas de autogeneración.
En 2020, la empresa inauguró dos parques eólicos de última generación que ya están entregando energía verde, limpia y eficiente al sistema. El primero, Vientos Bonaerenses (ubicado en Tres Picos, Bs. As.) y el segundo; Vientos Neuquinos, siendo este el primer, y por ahora único, parque eólico de la provincia de Neuquén.
Las centrales que opera en el país son: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, a través de las Resoluciones ENRE 106 y 107/2021, definió un incremento del 9 % en la tarifa promedio para los usuarios cuyo suministro esta a cargo de EDENOR y EDESUR, que regirá a partir del 1 de mayo.
La adecuación, se indicó, “se dispone en el contexto de la negociación del Régimen de Transición Tarifaria, en el marco de lo establecido por el Decreto 1020/2020, para alcanzar una solución de coyuntura que garantice la continuidad, accesibilidad y normal prestación de este servicio público esencial”.
La definición y comunicación de este incremento se produjo en un contexto de diferencias de criterios al interior del Ministerio de Economía (Martín Guzmán) -del cual dependen la Secretaría de Energía y la Subsecretaría de Energía Eléctrica- al punto en que se hizo trascender un supuesto pedido de renuncia al Subsecretario Federico Basualdo, que al momento no fue confirmado oficialmente.
Las divergencias tendrían que ver con un supuesto retraso en la tarea de segmentación de usuarios para poder determinar la forma de aplicación de futuras tarifas, cuando concluya una nueva Revisión Tarifaria Integral (2022). También, respecto al monto y cantidad de ajustes en las tarifas de transición ahora dispuestas, luego de dos años de congelamiento.
Las tarifas dispuestas están lejos de las que habían solicitado estas empresas y la Audiencia Pública realizada a tal efecto en marzo, y no queda claro cual será el criterio que seguirá Energía respecto de las inversiones necesarias para mejorar la calidad de éste servicio.
En tanto, el Ente Regulador puntualizó que “de continuar vigentes los ajustes previstos en la RTI de 2016, así como la política de quita de subsidios al precio de la energía que implementó el gobierno de Cambiemos, las tarifas del servicio de electricidad en el AMBA serían hoy, en promedio, un 160 % más elevadas”.
“Desde diciembre de 2019, el gobierno del Frente de Todos ha priorizado la necesidad de morigerar el impacto tarifario sobre el poder adquisitivo de familias, comercios e industrias, en el contexto de emergencia económica, sanitaria y energética declarada por la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva; y más aún bajo la emergencia sanitaria que atraviesa la Argentina en el marco de la pandemia por el virus SARS-COV 2”, señaló el Organismo.
El Ente, que tiene por Interventora a María Soledad Manin, puntualizó que “continuamos trabajando por una política tarifaria que preserve la economía de los hogares y acompañe la recuperación de la actividad económica y productiva”.
En los considerandos de las dos resoluciones se describió con detalle el procedimiento encarado por el gobierno hasta el momento en este sector:
. El Decreto de Necesidad y Urgencia 1020 de diciembre de 2020 determinó el inicio de la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente (desde 2017 y suspendida el año pasado) correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y de gas natural bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública.
. Dicha norma encomendó al ENRE la renegociación de las revisiones tarifarias, previéndose que durante dicho proceso podrán efectuarse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según corresponda, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados.
. Mediante la Resolución ENRE 16/2021, en enero se encaró el procedimiento para establecer un Régimen Tarifario de Transición hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación y se convocó a EDENOR y a EDESUR a participar.
. Que, en este contexto, el ENRE puso en conocimiento a Energía sobre el estado de las actuaciones, la realización de la correspondiente Audiencia Pública, y se informó el curso de las negociaciones en el marco del Régimen de Transición.
.“El Ente solicitó a la Secretaría instrucciones respecto a las pautas de aumento que, en su calidad de Poder Concedente disponga, con el fin de finalizar la etapa de renegociación del Régimen Tarifario de Transición”, explican las resoluciones 106 y 107.
. “Al día de la fecha se continúa el procedimiento de Renegociación Tarifaria Integral – Régimen de transición del servicio de distribución de energía eléctrica”, puntualizan ambas resoluciones.
En el marco de este esquema tarifario de transición, la Secretaría de Energía, mediante Nota, “entendió oportuno y conveniente” que el ENRE realice una adecuación del 9 % a aplicar sobre la tarifa final a los usuarios sobre los valores de la Resolución ENRE 79/2021 para EDESUR.
Asimismo, entendió oportuna una adecuación del 9 % a aplicar sobre la tarifa final a los usuarios, sobre los valores de la resolución ENRE 78/2021, para EDENOR.
La referida pauta de aumento, refiere el ENRE, encuentra fundamento en el análisis efectuado por la Subsecretaría de Energía Eléctrica (SSEE), que en uso de las competencias atribuidas por el Decreto 50/2019 y sus modificatorias, sostuvo que,”a la emergencia económica, sanitaria y energética declarada por la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública, se sumó la pandemia causada por el virus SARS-COV 2”.
“Tales circunstancias han ocasionado un deterioro significativo en el año 2020 de la actividad económica, que tuvo una caída de más de 9,9 % respecto de 2019. Los indicadores sociales muestran un preocupante incremento de la pobreza particularmente en los Aglomerados Urbanos del Gran Buenos Aires”.
. “La pobreza que determinó el INDEC para el segundo semestre de 2020 alcanzó el 42 % a nivel país y la indigencia, el 10,5 %. Si se analizan principalmente los Aglomerados Urbanos del Gran Buenos Aires la cifra asciende al 51 % y 15,2 % la indigencia”.
. “El ingreso familiar de los hogares pobres estimados por INDEC en el segundo semestre de 2020 ascendió a $ 29.567, mientras que la Canasta Básica Total (CBT) promedió los 50.854 pesos, lo que determinó una brecha del 41,9 % entre ambos indicadores”, se destacó.
. Asimismo, se indicó que la tasa de desocupación al cuarto trimestre del 2020 (que mide la proporción de personas que no tienen ocupación, están disponibles para trabajar y buscan empleo activamente) fue del 11 %, 2,1 % mayor con respecto al mismo período del año anterior.
En los considerandos de ambas resoluciones se consigna además que en 2020 se registró una pérdida del poder adquisitivo de los salarios de entre 2,3 % y el 3,3 %, que vino a sumarse al más del 27 % de caída de poder adquisitivo registrado en el período diciembre 2015 – diciembre 2019.
Además, se refiere que “ante la evidente segunda ola de la pandemia que está atravesando la Argentina, resulta necesario continuar con la política de ingresos adoptada por el Estado Nacional”.
“La prioridad es acompañar a los sectores populares y a la clase media propiciando la reactivación de la actividad económica y la recuperación del poder adquisitivo de los trabajadores y las trabajadoras, y en ese contexto, el servicio eléctrico es un pilar indispensable para el crecimiento económico y el desarrollo productivo”, consignan las resoluciones.
En este sentido, se destacó que “de haberse mantenido la política tarifaria resultante de la Revisión Tarifaria Integral realizada en el año 2016, sumado a la quita total de los subsidios, a febrero de 2021 los usuarios residenciales habrían tenido que afrontar un 168 % de aumento en sus facturas, entre 116 % y 130 % los comercios, y entre 128 % y 139 % las industrias”.
“El impacto de dicha política habría deteriorado el poder adquisitivo de las familias: la factura de energía eléctrica hubiese pasado de representar el 5% al 12 % de los ingresos de un Salario Mínimo Vital y Móvil; del 2 % al 5 % para un salario promedio del sector privado, y del 5 % al 14 % de los ingresos de los trabajadores pasivos”, señalan las resoluciones para explicar el ajuste tarifario ahora dispuesto.
En cuanto al criterio aplicado, las resoluciones indican que “para realizar la pauta de aumento dispuesta por la Secretaría de Energía se partió de considerar un cuadro tarifario conformado con los precios mayoristas de la energía, potencia y transporte establecidos por Resolución SE 131/2021, sin contemplar ajustes correspondientes a períodos anteriores (ex post), y el Costo Propio de Distribución (CPD) “puro” ajustado a febrero 2021, sin contemplar cuotas pendientes ni ajustes de períodos anteriores”.
Asimismo, se explicó que “una vez determinado este cuadro tarifario “base”, se procedió a ajustar los CPD de las distintas categorías/subcategorías tarifarias para obtener el aumento del 9 % objetivo en la factura promedio de cada una de ellas: pequeñas demandas residenciales (R1 a R9), general (G1 a G3) y alumbrado público; T2 (medianas demandas entre 10 kW y 50 kW de potencia contratada) y T3 (grandes demandas mayores a 50 kW de potencia contratada).
Respecto de la categoría T3, se encuentra dividida de acuerdo al nivel de tensión del suministro, esto es baja tensión (BT), media tensión (MT) y alta tensión (AT), y esta es la forma en que se asigna el CPD entre cada una de ellas.
La división de cada nivel de tensión entre demandas mayores o menores de 300 kW obedece a la segmentación de los precios de la energía en el mercado eléctrico mayorista que son trasladados a tarifa, que reflejan un mayor o menor nivel de subsidio por parte del Estado Nacional y es independiente de la asignación del costo de distribución de la energía.
Como resultado de los ajustes realizados, el CPD anualizado de la distribuidora se incrementó un 21,8 %, representando el 44 % de la facturación total estimada de la empresa, aproximadamente. La tarifa media total se ubica en el orden de $ 5,020 por kilovatio hora para EDESUR.
Para el caso de EDENOR, el CPD anualizado de la distribuidora se incrementó 20,9%, representando el 46 % de la facturación total estimada de la empresa, aproximadamente. La tarifa media total se ubica en el orden de $ 5,127 por kilovatio hora.
Las resoluciones también indican que, de acuerdo al incremento de CPD, corresponde actualizar los valores del Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y del Costo de la Energía No Suministrada (CENS), que EDESUR y EDENOR deberán aplicar para la determinación y acreditación de las bonificaciones correspondientes a los usuarios afectados por deficiencias en la calidad de producto técnico, calidad de servicio técnico y comercial, según corresponda, a partir del primer día de control del periodo semestre 50 (marzo 2021 – agosto 2021).
Los nuevos cuadros tarifarios de ambas compañías tienen vigencia a partir de la facturación correspondiente a la lectura de medidores posterior a las Cero Horas del 1 de mayo de 2021, y las empresas deberán publicarlos dentro de los 5 días posteriores a su entrada en vigencia.
La Fundación Pampa premió a cuatro proyectos innovadores creados por equipos de becarios y becarias, enfocados en energías, innovación tecnológica, sustentabilidad y desarrollo humano, pertenecientes a las provincias de Mendoza, Neuquén, Salta y Buenos Aires.
Proyecto Joven es parte del programa de acompañamiento a los becarios universitarios de la Fundación Pampa que finalizan sus estudios superiores.
Nicolás Trotta, ministro de Educación de la Nación y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía y Fundación Pampa, participaron del acto de premiación.
Los proyectos seleccionados fueron evaluados por una amplia representación de expertos de universidades de todo el país y por organizaciones destacadas en innovación, emprendedorismo y desarrollo sostenible. De un total de 19 proyectos, los 4 destacados fueron:
San Rafael Verde (Mendoza): un proyecto enfocado en cuidado ambiental y economía circular.Datalogger Analizador Trifásico (Bahía Blanca, Buenos Aires): una solución para medir la eficiencia energética.Interpress App (Neuquén): un prototipo móvil que mejora la vida de personas con hipoacusia.Plataforma Conectar Conocimiento (Salta): una plataforma diseñada por estudiantes para acompañar la trayectoria de estudiantes universitarios.
El espíritu de Proyecto Joven es acompañar a los becarios que están cursando el último tramo de sus carreras de grado con una propuesta innovadora que les permita consolidar el acompañamiento y las capacidades que les brindó el programa de becas durante al menos tres años.
El programa acercó capacitación, acompañamiento y mentoría, y desarrollo de habilidades sociales y emocionales, a través de una metodología de convocatoria que impulsó la formulación de ideas innovadoras, la investigación y el desarrollo de proyectos. Proyecto Joven se destacó en brindar formación con eje en innovación, liderazgo colaborativo, modelo de negocios, pitch y comunicación de proyectos.
Los 42 becarios que iniciaron Proyecto Joven en junio 2020 sumaron a sus equipos a 41 estudiantes y docentes. De los 19 proyectos presentados, 4 recibirán un capital semilla y acompañamiento durante 2021 que les permitirá avanzar en el desarrollo y la concreción de las ideas, en Buenos Aires, Gran Buenos Aires, Bahía Blanca, y en las provincias de Mendoza, Neuquén y Salta.
Participaron del proceso tutores y mentores externos e internos de Pampa Energía, capacitadores, y referentes de organizaciones líderes en los temas vinculados al proyecto como Mayma, Socialab y Kolibri.
El Secretario de Energía de la Nacion, Darío Martínez, determinó el mecanismo que se utilizará para regularizar la deuda que mantienen las distribuidoras del servicio eléctrico con CAMMESA.
El funcionario firmó la resolución 371/2021 que establece parámetros específicos para que todas las distribuidoras en iguales situaciones de morosidad y cumpliendo idénticos compromisos, accedan a las condiciones que otorgó el artículo 87 de la Ley 27.591 (de Presupuesto Nacional) .
Martínez expresó que “comienza ahora el inmenso trabajo que hará CAMMESA con cada una de las distribuidoras para elaborar los respectivos acuerdos de regularización de deudas con el MEM”.
El Secretario de Energía agregó que “esta regularización permitirá dar certezas a las distribuidoras en la elaboración de sus programas financieros, ordenar el flujo financiero del sistema eléctrico en general, otorgar claridad en las relaciones de la administradora del MEM con las distribuidoras, y generar previsibilidad en el cumplimiento de las obligaciones que las distribuidoras tiene con CAMMESA”.
Martínez destacó que “las quitas o condonaciones que autoriza el artículo 87 de la Ley 27.591 serán otorgadas de acuerdo a parámetros objetivos. Se otorgará condonación de un monto igual a una factura mensual promedio por haber seguido la política de congelamiento determinada por el gobierno nacional para la emergencia sanitaria”.
Además se otorgará una condonación equivalente a dos facturas promedio en función del tratamiento y consideración especial que, por la situación de excepción, las distribuidoras tuvieron con sus usuarios.
Asimismo, afirmó, “se otorgará un monto adicional de condonación, por una factura promedio, en función al plan de obras destinadas al mejoramiento del servicio y a las medidas que se adopten para mejorar la eficiencia energética”.
El Secretario de Energía sostuvo que “en esta reglamentación las cooperativas tendrán un tratamiento diferencial y más favorable dado su carácter de empresa social, y la ausencia de fines de lucro en sus objetivos”. Podrán optar por el mecanismo general o por una condonación que alcanza el 40 % de la deuda”.
El funcionario declaró que “sabemos que el trabajo será arduo pero confiamos en el profesionalismo y eficiencia del equipo de trabajo de CAMMESA para elaborar junto a cada distribuidora los acuerdos de regularización individuales”.
Cabe referir que el Artículo 87 de la Ley de Presupuesto Nacional 2021 puntualiza, respecto de las obligaciones pendientes de pago con CAMMESA y/o con el Mercado Eléctrico Mayorista por las deudas de las distribuidoras, ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020, un régimen especial de regularización de obligaciones, en las condiciones que establezca la autoridad de aplicación.
El régimen de regularización deberá establecer “criterios diferenciados para lo cual considerará origen y trayectoria de la deuda de cada una de las distribuidoras, la situación social media de sus usuarias y usuarios, y priorizar la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones, provincias y municipios y el mejor impacto en el servicio público”.
La ley referida agrega en el artículo 87 que “los criterios podrán contemplar diferentes alternativas, considerando las pautas mencionadas anteriormente, pudiendo reconocer créditos equivalentes a hasta cinco (5) veces la factura media mensual del último año o el sesenta y seis por ciento (66%) de la deuda existente”.
“La deuda remanente deberá ser regularizada mediante un plan de pagos con un plazo de hasta sesenta (60) cuotas mensuales, hasta seis (6) meses de gracia y una tasa de interés equivalente de hasta el cincuenta por ciento (50%) de la vigente en el MEM”. Los créditos se harán efectivos en el marco del acuerdo de regularización de deudas que mantienen con CAMMESA.
Asimismo, en cumplimiento de sus obligaciones y responsabilidades, se podrá acordar diferentes mecanismos que promuevan la ejecución de inversiones para lograr la mejora de la calidad del servicio o propender una reducción de las deudas de los usuarios en situación de vulnerabilidad económica.
La autoridad de aplicación podrá llegar a acuerdos de regularización en forma particular con cada una de las distribuidoras.
Las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM estarán obligadas a trasladar las condiciones otorgadas por el presente artículo a los distribuidores de energía eléctrica cooperativos que no son agentes del MEM y a los que les suministran la energía y potencia en bloque, adquirida del MEM con destino a aquéllas para su posterior distribución a los usuarios finales. Para el supuesto caso de que ello no sea posible, la autoridad de aplicación (Energía) determinará la modalidad de instrumentación del traslado del crédito y/o plan de pagos otorgado por este artículo a las cooperativas distribuidoras no agentes del MEM.
La demanda de energía eléctrica en el mes de marzo último registró una baja de 0,8 % promedio país en comparación con la del mismo período del año pasado, con caídas en los consumos residencial y comercial, mientras que el consumo industrial subió fuertemente, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.
En marzo de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 11.058,4 GWh mientras que en el mismo mes de 2020 había sido de 11.114,2 GWh1, de lo cual resulta el descenso interanual de 0,8 por ciento. Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 9,7 % respecto de la demanda de electricidad en febrero de 2021, cuando había totalizado 10.084,8 GWh.
En marzo último se registró una potencia máxima de 22.447 MW, lejos de los 26.451 MW, record histórico de enero de 2021. La demanda residencial representó el 43 % de la demanda total del país y tuvo un decrecimiento de 4,5 % respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial sufrió una caída del 6 %, siendo un 28 % del consumo total, y la demanda industrial, que representó el 29 % del consumo total, tuvo una fuerte suba del orden del 12 % aproximadamente.
Al observar la demanda por tipo de usuario, se presentó un decrecimiento tanto para la demanda residencial como para los consumos intermedios, algo que se compara con lo ocurrido un año atrás, en el mes donde comenzó un aislamiento estricto (ASPO) a partir del 20 de marzo de 2020 por la llegada de la pandemia del Covid 19. En tanto, la gran industria muestra un crecimiento de la demanda, al igual que en los últimos meses, y se encuentra en valores superiores a los del año pasado, recuperando terreno desde el comienzo de la fase de Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO).
DATOS GENERALES MARZO 2021
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido marzo de 2021) 9 meses de baja (abril -11,5 %; mayo de 2020, -7,6 %; agosto , -6,4 %; septiembre, -1,7%; octubre -3,5 %; noviembre de 2020, -4,2 %; enero de 2021, -0,3 %; febrero de 2021, -7%; marzo de 2021, -0,8%) y 3 meses de suba (junio de 2020, 0,9 %; julio de 2020, 1,2 %; y diciembre de 2020, 1,5 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída de la demanda del -3,1 %.
Por otro lado, los registros muestran que el consumo de abril de 2020 llegó a los 8.469,8 GWh; mayo, 9.588,9 GWh; junio, 10.748,5 GWh; julio, 12.178,4 GWh; agosto de 2020, 10.725,4 GWh; septiembre, 10.042,9 GWh; octubre, 10.007,4 GWh; noviembre, 10.090,9 GWh; diciembre de 2020, 11.330,1 GWh; enero de 2021, 11.927,1 GWh; febrero de 2021, 10.841,4 GWh; y en marzo de 2021 llegó a los 10.058,4 GWh.
El mes de marzo 2020 fue más cálido en comparación a marzo 2021. La temperatura media de marzo fue de 22.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 24.4 °C, y la histórica del mes es de 21.6 °C.
En cuanto al consumo por provincia, en marzo último fueron 15 las provincias y empresas que marcaron descensos: Formosa (-15%), San Juan (-14%), La Rioja (-13%), Tucumán (-12%), Chaco (-10%), Santiago del Estero (-9%), Catamarca (-8%), Mendoza y Corrientes (-7%), Salta ( 5%), Neuquén (-3%), EDELAP y Entre Ríos (-2%), entre otros. En tanto, 11 empresas o provincias presentaron ascensos en sus niveles de consumo de electricidad: Santa Cruz (6%), Jujuy y EDEA (5%), Misiones, Chubut, Santa Fe, EDEN y EDES (3%), Río Negro (2%), Córdoba y La Pampa (1%). En tanto, San Luis mantuvo el mismo nivel de consumo que el año pasado.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 31 % del consumo total del país, tuvieron en marzo un descenso conjunto de 2 %. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 1,2 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió 3,1%. En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 2,4 %.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación hidráulica y térmica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento en la participación de las energías renovables.
En tanto, la generación hidráulica se ubicó en el orden 1.991 GWh en marzo 2021 contra 2.203 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa de casi el 10 %. Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM estos siguen siendo bajos. No son muy diferentes en marzo 2021 comparados con el mismo mes del año pasado anterior y se encuentran por debajo de los valores históricos esperados en cada cuenca.
En lo que respecta a los combustibles, al igual que en los últimos meses, si bien la energía exportada fue menor, parte del uso de combustibles alternativos estuvo asociada a la operación de exportación, siendo el gas natural el principal combustible utilizado a la hora de generar energía local.
Así, en marzo del 2021 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 64,51 % en función de los requerimientos de la demanda. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron para satisfacer el 17,16 % de la demanda, las nucleares proveyeron al 6,13 % , y las generadoras de fuentes alternativas aportaron el 11,34% del total generado. La importación de energía eléctrica cubrió al 0,85 % de la demanda total.
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 22-04-21)
Según informa CAMMESA, la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), presenta una caída de 4,8 % para las primeras tres semanas de abril. Asimismo, en la industria en total, para el mismo período, la caída es de 0,2%. En este mes se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la construcción como también las químicas, caucho y plástico. Mientras, cayeron las demandas de energía en actividades relacionadas con productos metálicos no automotor, madera y papel, la industria textil y la automotriz.
Uno de los sectores que más cayó en su demanda de energía en el último mes es el de comercio y servicios, con cerca del 51 % y otro es el de la industria automotriz con una baja de 21 %.
Luego de decretarse aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO) el 20 de marzo de 2020, la gran demanda presentó una caída promedio del 24 % para los meses de abril y mayo. A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobre todo, desde el DISPO en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente la misma demanda que el año anterior, mientras que en enero, febrero y marzo se igualaron o superaron algunos de los registros del año 2020, en el contexto previo a la pandemia.
Marzo y abril de 2021 fueron alcanzados por el distanciamiento social (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) algo que, sin embargo, ya no está impactando principalmente en la gran demanda, señaló Fundelec.
El presidente y CEO de Vista (Oil & Gas), Miguel Galuccio, presentó los resultados del primer trimestre del año donde la compañía registró un salto significativo del 56 % en su producción de petróleo con respecto al primer trimestre del año pasado.
Además, logró su producción total más alta en un trimestre, al alcanzar los 34.067 boe/d, un 29 % más respecto al mismo periodo del 2020. Ambos incrementos se deben al mejor desempeño alcanzado en Bajada del Palo Oeste, Vaca Muerta.
El lifting cost fue de 7,5 $ /boe, un 24 % menos al registrado en el primer trimestre del 2020, y un 6 % menos respecto al trimestre anterior. Desde la puesta en producción de sus primeros pozos la compañía ha reducido 45 % los costos de perforación y completación, indicó la empresa.
El EBITDA ajustado fue de 58,3 $MM, un aumento de 62 % en comparación con el trimestre anterior y un aumento de 131 % en comparación con el primer trimestre de 2020.
Los ingresos totalizaron 115,9 $MM, un aumento de 46 % con respecto al cuarto trimestre del 2020, y 58 % por encima de lo generado en el primer trimestre del año pasado. Al cierre del periodo, la utilidad neta fue de 4,9 $MM.
Vista invirtió 78,1 $MM, un 9 % más respecto del primer trimestre del 2020. Además, obtuvo un flujo de caja operativo positivo de 36,6 $MM, y exportó el 46 % de sus volúmenes de petróleo.
Durante la presentación de resultados, Vista anunció la publicación de su primer reporte de Sustentabilidad, bajo los lineamientos e indicadores de medición de progreso definidos por el Global Reporting Initiative (“GRI”) y por el Sustainability Accounting Standards Board (“SASB”).
La compañía adhirió a los Diez Principios del Pacto Global de la ONU para contribuir con ocho de sus Objetivos de Desarrollo Sostenible (“ODS”) y, adicionalmente, suscribió a los Principios de Empoderamiento de las Mujeres(“WEPs”).
De esta manera, se indicó, Vista concluye un trimestre con resultados que están en línea con las metas operativas y financieras anunciadas en la presentación de Resultados Anuales 2020.
Durante la presentación, Miguel Galuccio afirmó que “el cambio climático se convirtió en un tema central que cruza a todas las industrias. Y desde nuestro lugar, aspiramos a ocupar un papel de protagonismo en la transición energética para convertirnos en una compañía confiable, eficiente y de bajas emisiones de carbono”.
“Este año determinamos nuestros niveles de referencia de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a partir del cual diseñaremos un plan de acción para su disminución que presentaremos en el próximo reporte”, remarcó.
Al tiempo que enumeró los logros que ya ejecutó Vista: “El 99 % de nuestra producción se transfiere por ductos minimizando la huella de carbono; el 100 % del transporte del agua se hace por ductos, lo que evitó a la fecha más de 50.000 viajes de camión en nuestro bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta; readecuamos todos los estándares de seguridad y alcanzamos una Tasa de Incidentes Registrables menor a 1, lo que nos ubica en altos estándares globales; y seguimos fortaleciendo nuestro compromiso en las comunidades donde operamos”.
La Secretaría de Energía de la Nación activará en las próximas horas una Resolución en procura de garantizar la provisión de gas natural a las Pequeñas y Medianas Empresas del país.
Con la firma del Secretario del área, Darío Martínez, la norma le permitirá a ese segmento de la actividad económica optar temporalmente por continuar contractualizando su provisión de fluido libremente a través de un productor o un comercializador, o bien incorporarse como usuario a la distribuidora del servicio correspondiente a su zona o región, bajo la modalidad de servicio completo.
De esta manera, se indicó, la resolución confeccionada en conjunto con el ENARGAS y con IEASA “resuelve el problema que podía suscitarse con la provisión de gas natural a las pymes de distintas regiones del país”.
Al respecto, Martínez expresó que “el declino de la producción de gas natural argentino, que buscamos revertir con la puesta en marcha del Plan Gas.Ar, sumado a la parálisis de tres semanas en las tareas de perforación y conexión de nuevos pozos que ocurrió en la Cuenca Neuquina, generaron incertidumbre en un sector de pymes que, estando hace algún tiempo fuera de la demanda prioritaria, no conseguían contractualizar con las productoras o comercializadoras la provisión de gas para el desarrollo de sus actividades en esta parte del año”.
El Secretario declaró que “el Presidente de la Nación y el ministro Martín Guzmán nos instruyeron para proteger a las pymes y resolver de inmediato esta situación”.
Martínez explicó que “junto al equipo de Federico Bernal, del ENARGAS, y al de Agustín Gerez, de IEASA, abordamos este problema que temporalmente tiene el sector pyme, y elaboramos esta resolución que traerá tranquilidad y asegurará la provisión de gas a este segmento tan importante en cada región del país para el desenvolvimiento de la actividad económica y la generación de empleos”.
La norma determinará que las pymes que pertenecen a la categoría SGP3 Grupos I y II, podrán optar, mientras dure la vigencia de la Emergencia Sanitaria prorrogada por el Decreto 167/21, por permanecer en el segmento de libre contratación o incorporarse como usuario de la distribuidora de gas correspondientes a su región.
En forma simultánea, la norma instruye a IEASA a abastecer los volúmenes de gas adicionales que requieran las distribuidoras por la demanda adicional que se produzca debido a la incorporación de estos nuevos usuarios.
La resolución de inminente oficialización se basa en el contenido del Decreto 892 del 13 de noviembre de 2020 por el cual se declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario la promoción de la producción de gas natural argentino.
Por el citado decreto se aprobó el “Plas Gas Ar” (2020-2024), basado en un sistema competitivo en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y se instruyó a Energía para instrumentarlo con la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, las prestadoras del servicio público de distribución, las de subdistribución que hagan compras directas a las productoras, y de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).
El mismo decreto faculta a la Secretaría de Energía, en su carácter de autoridad de aplicación, a dictar las normas complementarias y aclaratorias que resulten necesarias para la ejecución e implementación del Plan Gas Ar.
Asimismo, se estableció que, en el marco de la declaración de emergencia pública corresponde priorizar el acceso al gas natural de los usuarios residenciales-domésticos y de aquellos usuarios no domésticos sin cantidades contractuales mínimas, o sin contratos, denominados, estos últimos, “Servicio General P1, P2 y P3 Grupo III”, por sobre otras categorías de demanda.
Bajo esa tesitura, se determinó que el esquema de abastecimiento a diseñar debía, necesariamente, excluir otros segmentos de la demanda ya que, aunque también son centrales para el normal funcionamiento de la economía, estarán en condiciones de acceder al gas natural por medios alternativos sin sustraer volúmenes a la garantía de abastecimiento minorista y de usuarios o usuarias prioritarios conforme dicho Decreto.
Y se agregó entonces que “corresponde excluir de la demanda garantizada por el esquema a las categorías del “Servicio General P3 los Grupos I y II”, así como también a los usuarios que adquieran gas natural con destino a expendio de GNC”.
Pero ocurrió que la emergencia sanitaria persiste, fue ampliada por Decreto 260/2020, y fue prorrogada por Decreto 167/2021 hasta el 31 de diciembre próximo inclusive.
En la situación coyuntural descripta, impactada por la emergencia generada por la pandemia COVID – 19, “resulta conveniente compatibilizar los objetivos del Decreto 892/20 con una medida de transición tendientes a la protección de los usuarios del Servicio General P 3 –Grupos I y II- sin que ello repercuta sobre la demanda garantizada antes aludida”, explica Energía.
Así, ahora se estableció que corresponde activar un “régimen transitorio y coyuntural” permitiendo que los usuarios del Servicio General P 3 –Grupos I y II- que adquieren el gas natural directamente a productores y comercializadores, cuenten con la posibilidad de optar por la contratación de su abastecimiento de gas natural no solamente a través de ésos sino también, de la distribuidora zonal, bajo la modalidad de servicio completo.
De acuerdo a lo previsto en el Decreto 892/2020, le caben a IEASA responsabilidades de abastecimiento de gas natural para la demanda prioritaria a efectos de complementar y suplementar los mecanismos establecidos en el “PLAN GAS.AR”.
Los usuarios Servicio General P 3 -Grupos I y II- podrán ahora optar, hasta el vencimiento de la emergencia sanitaria, por la contratación de su abastecimiento de gas natural a través de la distribuidora zonal.
Energía encomendó al Ente Regulador (ENARGAS) que haga efectivo lo dispuesto en la nueva Resolución, y a IEASA a “celebrar contratos con las prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes respecto de los volúmenes que resulten bajo la modalidad de servicio completo”.
Ya se había tomado una medida similar el año pasado en el comienzo de la pandemia caUsada por el Coronavirus. En esta oportunidad, la necesidad de camas en AMBA hace vital la puesta en condiciones del predio para recibir enfermos.
Edesur puso a disposición del Municipio de Ezeiza el “Centro de Capacitación y Entrenamiento Beatriz Ghirelli”, que funcionará nuevamente como hospital de campaña y contará con 120 camas para pacientes de baja complejidad, ante la segunda ola de coronavirus. El predio ya fue utilizado para el mismo fin el año pasado en el inicio de la pandemia y vuelve a montarse ante el fuerte rebrote de Covid-19 que se vive en el AMBA.
El intendente de esa localidad, Alejandro Granados, ya envió camas y colchones para acondicionar el espacio ante una posible necesidad de dar asistencia a personas contagiadas. En tanto Edesur sumó adecuaciones al edificio.
A diferencia de lo ocurrido en 2020, hoy los centros de atención médica de la región se encuentran muy exigidos por el alto número de casos, por lo que el hospital de campaña busca contribuir a la atención de pacientes.
El edificio del centro de capacitación de Edesur fue inaugurado en marzo de 2020, por lo que se encuentra en excelentes condiciones. El año pasado se donaron además más de 1.200 unidades de sábanas, toallas y frazadas para las camas instaladas en el predio.
Su ubicación, en Tristán Suárez lo vuelve estratégico, ya que cuenta con acceso directo a la Autopista Ezeiza-Cañuelas, está próximo al Aeropuerto Internacional Ministro Pistarini y a 50 minutos del centro de la Ciudad de Buenos Aires.
El predio posee dos espacios cubiertos. Uno tiene 328 m2 con cocina y sanitarios, un galpón de 1.800 m2 con 4 salas con aire acondicionados y un amplio salón de usos múltiples que puede adaptarse a las necesidades de atención sanitaria. Cuenta con internet WiFi y dispone de una amplia superficie que puede adaptarse a las necesidades de la coyuntura.
“Contribuir con la comunidad en este momento crítico es una obligación. Además de reforzar el suministro eléctrico en hospitales, centros de vacunación y clínicas, poner a disposición un espacio de estas características es nuestro aporte para superar la adversidad”, señaló Juan Carlos Blanco, presidente de Edesur.
En el día de la RSE, la compañía logró adaptar y reconvertir en formato y contenido más del 90% de sus actividades para continuar acompañando a las comunidades en contexto de pandemia.
En el marco del Día de la Responsabilidad Social Empresaria, Pan American Energy reafirma su compromiso con las comunidades cercanas a sus operaciones. Mediante un trabajo sostenido de triple impacto, durante la pandemia se implementaron más de 140 programas y actividades – con especial foco en Salud, Educación y Pymes – que alcanzaron a más de 550.000 personas de todo el país. En este último año, la compañía logró reconvertir más del 90% de sus iniciativas en formato y contenido para poder dar respuesta a las nuevas necesidades que despertó la pandemia.
Con la certeza de que la salud es un tema central en esta coyuntura, PAE elaboró un Plan de Acción Integral por COVID-19 para acompañar al personal sanitario a través de la provisión de equipamiento e insumos críticos que incluyó el armado de cuatro hospitales de campaña. En paralelo, se brindó un plan de entrenamiento y capacitación a más de 6.000 profesionales de la salud para el manejo y cuidados de pacientes con el virus.
En el plano educativo, se puso especial foco en la transformación digital, el teletrabajo y la educación a distancia. Así, más de 15.000 alumnos se capacitaron en nuevas herramientas digitales para impulsar su inserción laboral, y más de 23.000 docentes recibieron formación en educación virtual y nuevas herramientas pedagógicas. Por su parte, el Programa de Becas PAE, reforzó el acompañamiento a más de 120 estudiantes a través de encuentros y charlas técnicas virtuales a lo largo del año.
La pandemia generó un impacto mayor en las pequeñas y medianas empresas. Por eso, el Programa Pymes PAE se adaptó de forma rápida a la virtualidad. Se desarrolló un Plan Integral de Acompañamiento 100% virtual para promover la sustentabilidad y proteger a su cadena de valor, afectada por la baja en la actividad. Así, más de 250 pymes de todo el país – que emplean a más de 12.000 personas – recibieron asistencia directa y consultoría y se dictaron 2.860 horas de contenidos. Por su parte, buscando desarrollar soluciones para la postpandemia, se realizaron tres ediciones de la Hackatón “El futuro cuenta con vos” en Chubut, Santa Cruz y Neuquén, de las que participaron 2.400 personas, con un total de 437 proyectos presentados.
El compromiso ambiental también se mantuvo firme: durante el último año se comenzó a trabajar en cuatro municipios de la Provincia de Neuquén en la gestión de residuos sólidos urbanos. Además, se diseñó un plan de conservación ambiental focalizado en tres ejes: costero marino, estepa patagónica y yungas.
“El 2020 fue un año muy particular en el que la pandemia obligó a redefinir metas y también acelerar ciertas iniciativas que se estaban diseñando. Así, a lo largo de todo el año reforzamos nuestro compromiso con las comunidades de las que formamos parte, readecuando nuestros programas de sustentabilidad y trabajando articuladamente con las autoridades nacionales, provinciales, municipales y organizaciones del tercer sector. El Día de la RSE nos invita a continuar en el camino de los Objetivos de Desarrollo Sostenible que, en PAE, son eje central de nuestro trabajo diario” sostuvo Agustina Zenarruza, Gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy.
En un contexto complicado por los conflictos sociales en Neuquén, que distorsionan objetivos de producción en Vaca Muerta, la Secretaría de Energía de la Nación fijó los criterios para autorizar las exportaciones de gas natural en firme, producido en el país considerando los excedentes del fluido durante el período estival de cada año, y priorizando los volúmenes que se produzcan en las cuencas Neuquina y Austral, en el marco del Plan Gas Ar 2021/2024.
Lo hizo a través de la Resolución 360/2021 publicada en el Boletín Oficial, y refiere que el artículo 4 del Decreto 892/20 (Plan Gas Ar) dispone que “podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme por hasta un volumen total de once (11) millones de metros cúbicos por día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal”.
“La estacionalidad de la demanda de gas natural en el país, con excedentes durante los meses de verano, conlleva un desafío para la viabilidad económica de los proyectos de explotación, circunstancia que lleva a desarrollar alternativas que permitan colocar los excedentes de gas natural durante el periodo estival”, se explica.
Y agrega que “la seguridad del abastecimiento interno a los menores costos posibles se logra con la inserción del país en el corto plazo, en modelos de integración energética regional dinámica y activa con países vecinos y, en el largo plazo en modelos de inserción global, que permitan suavizar las variaciones estacionales de la demanda local y la consecuente variabilidad de los niveles de producción local, a través de la importación y la exportación de excedentes de gas natural”.
Tal exportación de gas podrá ser tanto “por ductos como mediante su licuefacción en el país y posterior exportación como GNL” y los Productores o las Productoras Firmantes del Plan Gas.Ar dispondrán de un derecho preferencial de exportación en condición firme.
Esta disposición puesta en vigencia mediante la Resolución 360, publicada en el Boletín Oficial, tiene incidencia directa e implica modificaciones al régimen vigente previo en materia de exportaciones de gas natural implementado mediante la Resolución 417/2019, considerando los contratos vigentes activados por dicha norma.
Por ello, la Resolución 360 establece que “las exportaciones de gas natural a las que se refiere el Artículo 3° de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas) estarán sujetas a los términos y condiciones establecidos en el (nuevo) Procedimiento de Autorización”, al tiempo que deroga la 417/2019 y determina que “los permisos de exportación otorgados en el marco de la normativa que se deroga deberán someterse al presente Procedimiento”. Otro tanto hace con la Disposición 284/2019 y con el Artículo 3º de la Resolución 241/2017.
La Subsecretaría de Hidrocarburos tiene ahora “las tareas que específicamente se encomiendan en el Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural”.
Un anexo a la Resolución referida establece reglas del procedimiento y requisito de datos que las empresas deben cumplir a los efectos de evaluar la autorización de sus pedidos de exportación.
En el caso de solicitudes de exportación de gas natural proveniente de un proyecto incluido en el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales”, aprobado por la Resolución 46/2017, las cantidades de gas natural comercializadas en el mercado externo se descontarán de la producción total del respectivo proyecto previo a la determinación de los volúmenes computados como parte de la Producción Incluida referida en dicha normativa. “Esta condición aplicará a todos los proyectos incluidos en el Programa, como inexorable para la aprobación de la exportación solicitada, y en la solicitud de exportación, la empresa solicitante deberá manifestar expresamente su consentimiento a esta exigencia”, señala la Resolución.
El Anexo de la Resolución 360 hace especial hincapié en el procedimiento para priorizar las Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar para el período comprendido entre el 1º de octubre y el 30 de abril de los años calendarios 2021 a 2024 inclusive. “La Autoridad de Aplicación dará curso a trámites de exportaciones firmes de gas natural que califiquen como Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar, de manera prioritaria a toda otra nueva solicitud en condición firme y/o interrumpible”, señala.
Dicha Autoridad deberá previamente otorgar los permisos de Exportaciones “por hasta el volumen definido (de 11 millones de metros cúbicos día), o bien por hasta el volumen que defina la Autoridad de Aplicación luego de realizar el análisis integral” del mercado local.
Las zonas de exportación previstas para las Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar serán Cuenca Neuquina: hasta siete (7) MMm3/día, de los cuales los primeros cuatro (4) MMm3/d serán volúmenes asignados en función de la prioridad de despacho establecida en la Resolución 447/2020 de la Secretaría de Energía para los Productores Adjudicados en Cuenca Neuquina (“los Volúmenes Prioritarios Neuquina”), y los hasta tres (3) MMm3/d remanentes y/o el volumen que no se hubiese asignado como prioritario, serán asignados al resto de los Productores Adjudicados en Cuenca Neuquina solicitantes por fuera de ese mecanismo (los “Volúmenes Remanentes Neuquina”).
Asimismo, se dispone que se priorizarán exportaciones de gas de la Cuenca Austral por hasta cuatro (4) MMm3/día, de los cuales los primeros dos (2) MMm3/d serán volúmenes asignados en función de la prioridad de despacho establecida en la Resolución 447/20 para los Productores Adjudicados en esa Cuenca (los “Volúmenes Prioritarios Austral”), y los hasta dos (2) MMm3/d remanentes y/o el volumen que no se hubiese asignado como prioritario, serán asignados al resto de los Productores Adjudicados en Cuenca Austral solicitantes por fuera de ese mecanismo (los “Volúmenes Remanentes Austral”).
Para el caso en que en un período estival dado no se agotaren los derechos preferenciales de Exportación en Firme por todo o parte de los volúmenes establecidos para cada cuenca conforme a los Puntos precedentes, la Autoridad de Aplicación podrá asignar los volúmenes remanentes para Exportación en Firme desde otra cuenca.
Los Volúmenes Prioritarios por zona serán asignados a partir de otorgar prioridad de asignación a aquellos Productores Adjudicados que hayan presentado los precios más bajos en el Concurso Público aprobado por la Resolución 447/20 y conforme los precios que se consignan en el Anexo II de la misma resolución.
Las solicitudes de Exportación Firme Plan Gas.Ar tendrán, durante el Período de Aplicación, prioridad de autorización sobre las solicitudes de exportación interrumpibles.
El actual gobernador del estado de California, en los Estados Unidos –país que hoy es, desde el año 2014, el primer productor mundial de hidrocarburos- Gavin Newsom, acaba de anunciar formalmente que prohibirá la obtención de hidrocarburos a partir de la llamada “fracturación hidráulica” de las rocas del subsuelo, inyectando para ello fluidos a una fuerte presión, desde el año 2024. En tres años más, entonces. En su propio Estado, obviamente.
Hablamos de apenas un 2% de la producción petrolera californiana actual.
Desde el mes de enero del 2014 ya no se emitirán, a estar a los anuncios, nuevas autorizaciones para que las empresas del sector de los hidrocarburos puedan recurrir al uso de esa particular técnica, a la que se acusa, bien o mal, de generar remezones telúricos, contaminar el aire y el agua, y de provocar enfermedades peligrosas, como son el cáncer y el asma.
A lo que el gobernador de California agregó que es también su intención política que, ya para el año 2045, cese completamente la extracción de hidrocarburos provenientes del subsuelo californiano. Progresivamente, por supuesto.
La medida está siendo justificada por el mencionado Gavin Newsom en la necesidad urgente de comenzar a enfrentar, con medidas bien concretas, al llamado proceso de “cambio climático”.
Estará acompañada por la prohibición, desde el año 2035, de vender en California vehículos automotores impulsados con motores como los actualmente prevalecientes, esto es a explosión térmica.
El mundo “post petróleo” comienza a aparecer, paso a paso. Lentamente, pero está ya conformándose frente a todos nosotros.
(*) Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas.
CALIFORNIA PROHIBE LAS FRACTURAS HIDRÁULICAS,
A PARTIR DEL AÑO 2024.
Emilio J. Cárdenas (*)
El actual gobernador del estado de California, en los Estados Unidos –país que hoy es, desde el año 2014, el primer productor mundial de hidrocarburos- Gavin Newsom, acaba de anunciar formalmente que prohibirá la obtención de hidrocarburos a partir de la llamada “fracturación hidráulica” de las rocas del subsuelo, inyectando para ello fluidos a una fuerte presión, desde el año 2024. En tres años más, entonces. En su propio Estado, obviamente.
Hablamos de apenas un 2% de la producción petrolera californiana actual.
Desde el mes de enero del 2014 ya no se emitirán, a estar a los anuncios, nuevas autorizaciones para que las empresas del sector de los hidrocarburos puedan recurrir al uso de esa particular técnica, a la que se acusa, bien o mal, de generar remezones telúricos, contaminar el aire y el agua, y de provocar enfermedades peligrosas, como son el cáncer y el asma.
A lo que el gobernador de California agregó que es también su intención política que, ya para el año 2045, cese completamente la extracción de hidrocarburos provenientes del subsuelo californiano. Progresivamente, por supuesto.
La medida está siendo justificada por el mencionado Gavin Newsom en la necesidad urgente de comenzar a enfrentar, con medidas bien concretas, al llamado proceso de “cambio climático”.
Estará acompañada por la prohibición, desde el año 2035, de vender en California vehículos automotores impulsados con motores como los actualmente prevalecientes, esto es a explosión térmica.
El mundo “post petróleo” comienza a aparecer, paso a paso. Lentamente, pero está ya conformándose frente a todos nosotros.
(*) Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas.
Desde diciembre de 2019 hasta hoy, la producción de gas natural decrece en forma monótona continua y no obstante esto, recién en setiembre del año pasado el gobierno se puso a gestionar al sector.
Las negociaciones para poder armar un plan de estímulo a la producción de gas tomaron más tiempo que el disponible para poder llegar al invierno 2021 con una oferta igual que el invierno pasado. A comienzos de diciembre la rueda de la producción comenzó a girar apuntando a alcanzar la velocidad de crucero hacia marzo de este año.
Sin embargo, la Desidia y la Prepotencia se combinaron y pusieron un palo en la rueda. El conflicto en Neuquén nos muestra, otra vez, que la política no resuelve los conflictos políticos. La política está para otra cosa como, por ejemplo, poner retenciones a la exportación, cercenar libertades individuales y controlar precios. En cuidarnos, les gusta decir.
Más de 1000 trabajadores y sus familias fueron rehenes de la Desidia y la Prepotencia. Ellos son las primeras víctimas. Ellos son las absurdas víctimas de este absurdo.
Los argentinos y argentinas ahora entendemos que, por si hacía falta, que La Prepotencia puede secuestrar a personas, y que La Justicia puede avalarlo con su labia post mortem. Con su cobardía.
El invierno no va a ser duro. El invierno no tiene la culpa. Nuestras autoridades tienen la culpa de que vivamos al filo del corte de gas. Y que gastemos lo que no tenemos para tratar compensar las acciones e inacciones de la Prepotencia y de la Desidia. Lo único que faltaba: culpar al invierno de nuestros horrores.
La Secretaría de Energía de la Nación autorizó a las empresas YPF y EQUINOR ARGENTINA, titulares del permiso de exploración sobre el área offshore CAN_100, a ceder el 15 %, cada una, de la titularidad a la empresa SHELL ARGENTINA la que, en consecuencia, será titular del 30 % de participación sobre el referido permiso.
La autorización fue dispuesta a través de la resolución 356/2021, publicada en el Boletín Oficial, y establece que la empresa cesionaria (Shell) deberá requerir la constancia escrita exigida por la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) dentro de los 30 días hábiles de la publicación (el 27 de abril) de la medida. Dentro de los 60 días hábiles de expedida la constancia, deberá otorgarse la Escritura Pública de la Cesión y el incumplimiento de estos plazos implicará la caducidad de la autorización.
Las Empresas Cedentes y la Empresa Cesionaria deberán presentar a la Autoridad de Aplicación (Energía) la escritura definitiva de la cesión, a los fines de su efectiva vigencia.
La empresa Cesionaria (Shell), “a partir de la vigencia de la cesión, asumirá los derechos y obligaciones de la empresa Cedente, incluyendo, sin limitarse, a los planes de inversiones, tanto en su desarrollo como su ejecución”, indica la resolución.
Acerca de esta concesión cabe referir que, mediante la Resolución 196/2019 la ex Secretaría de Energía del ex Ministerio de Hacienda se convirtió el convenio de asociación para la exploración y eventual explotación del área “E-1” del 12 de abril de 2006 suscripto entre las empresas ENARSA, YPF, PETROBRAS -actualmente PAMPA ENERGÍA- y PETROURUGUAY en un permiso de exploración de hidrocarburos a favor de la empresa YPF en los términos de la Ley 17.319 sobre el área CAN_100 y se aprobó el proyecto de Acta Acuerdo a suscribirse entre el Estado Nacional e YPF por medio de la cual se acordaron los términos de la reconversión del convenio de asociación en un permiso de exploración.
En mayo de 2019 se suscribió un Acta Acuerdo de conformidad con el proyecto aprobado por la Resolución 196/19 en cuyo Artículo 2º se establece que en caso de que YPF pretendiera ceder total o parcialmente su participación en el permiso de exploración deberá constituir las garantías de cumplimiento allí establecidas.
Por ubicarse más allá de las 12 millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley 23.968 (de espacios marítimos argentinos) y como consecuencia de lo establecido en la Ley 26.197 ( Ley Corta) el permiso de exploración sobre el área CAN_100 se encuentra actualmente sujeto a la autoridad administrativa del Estado Nacional.
Mediante la Resolución 55/2020 de Energía, dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo, se autorizó a YPF a ceder el 50 % de su participación a favor de EQUINOR ARGENTINA.
Luego, YPF y EQUINOR solicitaron autorización para ceder el 15 %, cada una, de la titularidad del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN_100 a favor de SHELL, lo cual ahora se concretó a través de la resolución firmada por Darío Martínez.
La distribuidora de gas por redes Gas Nea inauguró la primera conexión de gas a una industria en Chaco. Se trata de una fábrica de ladrillos situada en el Parque Industrial de Puerto Tirol, y junto con una obra en Resistencia y otro tendido de cañerías en Presidencia Roque Sáenz Peña, implican las primeras conexiones de gas en la Provincia. En conjunto, las obras demandaron una inversión de 120 millones de pesos.
A principios de abril, la empresa Cerámica Ruta 16 concluyó con el reemplazo de los quemadores de su horno para que funcionara enteramente a gas natural y desde entonces, fabrican sus ladrillos con un combustible más limpio, más económico, con mayor poder calórico y de manera más segura.
La obra la llevó a cabo Gasnea y requirió la instalación de la red de distribución de gas natural en polietileno en el Parque Industrial de Puerto Tirol el cual consta de aproximadamente de 2.400 metros de cañerías. A su vez, la Provincia construyó la Estación Reguladora de Presión y el ramal de conexión al gasoducto ya existente.
Ahora cualquier fábrica instalada en el Parque Industrial pueda conectarse al tendido de gas natural. Cerámica Ruta 16 lo hizo y, tras la adaptación de los quemadores de su horno su punto máximo de calefacción puede alcanzar los 900 grados de temperatura.
Con la conexión a la red de gas natural, en la fábrica logran un consumo eficiente de energía, con una disminución en la emisión de gases contaminantes al medioambiente y redujeron el tiempo de cocción del ladrillo, mejorando el proceso y aumentando el volumen de producción diario.
Por otro lado, en 2020, Gasnea también concluyó con obras de expansión en las provincias de Entre Ríos y en Corrientes, ampliando la posibilidad de conexión a este servicio considerado esencial a miles de nuevos hogares.
Esta continuidad en las obras, demuestran que Gasnea tiene la vocación de llevar el servicio de gas natural a todas las provincias del noreste argentino. La empresa Gasnea es la distribuidora de gas natural por red en las provincias de Entre Ríos, Chaco, Corrientes, Formosa y Misiones.
El fortalecimiento del sistema sanitario de la región ha sido prioritario para Tenaris desde que comenzó la pandemia de COVID-19. Mientras avanza la segunda ola de contagios, también lo hace la construcción de un nuevo laboratorio para el Hospital Municipal San José de Campana, un proyecto de la compañía que mejorará no solo la calidad de atención sino también la capacidad de respuesta médica del principal establecimiento sanitario de la ciudad.
“Este proyecto lo anunciamos junto a la inauguración del módulo médico que sumó 10 camas de internación clínica al Hospital. Durante este período, Tenaris ha acompañado a la comunidad en este inédito desafío que nos presenta la pandemia, y contribuyendo a fortalecer la infraestructura y los servicios de salud tanto del sistema público como privado”, expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur.
En total se construirán 285 m2 cubiertos: 195 m2 destinados al Laboratorio y otros 90 m2 de pasillo conector -que alojarán la recepción y boxes de extracción-, unido al resto del edificio mediante escalera. La obra respetará la arquitectura del Hospital San José y está diseñada para permitir nuevas expansiones a futuro. El proyecto implica una inversión para Tenaris de más de $ 28 millones.
Cecilia Acciardi, secretaria de Salud del Municipio de Campana, también destacó como “valioso” el apoyo de Tenaris al permitirle al Hospital “contar con un Laboratorio adaptado a las necesidades actuales, dado el aumento sostenido de pacientes y la complejidad cada vez mayor de los procedimientos y técnicas aplicadas”.
El Laboratorio del Hospital San José realiza por día un promedio 100 extracciones. Las nuevas instalaciones, que amplían las actuales, permitirán incrementar el número de personal abocado a la tarea. Además, como el sector dejará de estar en el centro del establecimiento, podrá disponer de un ambiente mejor ventilado, una medida de prevención clave en el contexto de la pandemia.
Las obras se están desarrollando sobre el ala lindera a calle Jacob del Hospital. Durante esta primera etapa los trabajos se concentran en el apuntalamiento de fundaciones, desmontaje de techos de chapa, la instalación de viguetas, hormigonado y posterior cerramiento de la flamante estructura. En una instancia posterior se levantarán las divisiones internas y se procederá al traslado e instalación del equipamiento.
Tenaris optimizó las prestaciones del Hospital Municipal San José a lo largo de todo el 2020. Primero, la compañía llevó adelante una obra para aumentar la capacidad del sistema de soporte para las camas de Unidad de Cuidado Intensivo (UCI). Para eso, incrementó el caudal y presión del aire comprimido, mejoró la infraestructura eléctrica y reemplazó el sistema de acumulación de oxígeno medicinal. Meses más tarde, la empresa montó un módulo médico de internación para pacientes no-COVID que sumó 10 nuevas camas.
En paralelo, Tenaris contribuyó a ampliar la capacidad de asistencia médica del edificio donando 17 respiradores mecánicos, 12 camas de terapia intensiva y equipamiento complementario: flujímetros, bombas de infusión, manómetros de aire comprimido y manómetros de oxígeno. También se donaron cientos de kits de bioseguridad para cuidar la salud de su personal médico, administrativo y auxiliar.
Pan American Energy reafirma su compromiso con las comunidades cercanas a sus operaciones. Mediante un trabajo sostenido de triple impacto, durante la pandemia se implementaron más de 140 programas y actividades – con especial foco en Salud, Educación y Pymes – que alcanzaron a más de 550.000 personas de todo el país.
En este último año, la compañía logró reconvertir más del 90% de sus iniciativas en formato y contenido para poder dar respuesta a las nuevas necesidades que despertó la pandemia.
Con la certeza de que la salud es un tema central en esta coyuntura, PAE elaboró un Plan de Acción Integral por COVID-19 para acompañar al personal sanitario a través de la provisión de equipamiento e insumos críticos que incluyó el armado de cuatro hospitales de campaña. En paralelo, se brindó un plan de entrenamiento y capacitación a más de 6.000 profesionales de la salud para el manejo y cuidados de pacientes con el virus.
En el plano educativo, se puso especial foco en la transformación digital, el teletrabajo y la educación a distancia. Así, más de 15.000 alumnos se capacitaron en nuevas herramientas digitales para impulsar su inserción laboral, y más de 23.000 docentes recibieron formación en educación virtual y nuevas herramientas pedagógicas. Por su parte, el Programa de Becas PAE, reforzó el acompañamientoa más de120 estudiantes a través de encuentros y charlas técnicas virtuales a lo largo del año.
La pandemia generó un impacto mayor en las pequeñas y medianas empresas. Por eso, el Programa Pymes PAE se adaptó de forma rápida a la virtualidad. Se desarrolló un Plan Integral de Acompañamiento 100% virtual para promover la sustentabilidad y proteger a su cadena de valor, afectada por la baja en la actividad. Así, más de 250 pymes de todo el país – que emplean a más de 12.000 personas – recibieron asistencia directa y consultoría y se dictaron 2.860 horas de contenidos. Por su parte, buscando desarrollar soluciones para la postpandemia, se realizaron tres ediciones de la Hackatón “El futuro cuenta con vos” en Chubut, Santa Cruz y Neuquén, de las que participaron 2.400 personas, con un total de 437 proyectos presentados.
El compromiso ambiental también se mantuvo firme: durante el último año se comenzó a trabajar en cuatro municipios de la Provincia de Neuquén en la gestión de residuos sólidos urbanos. Además, se diseñó un plan de conservación ambiental focalizado en tres ejes: costero marino, estepa patagónica y yungas.
“El 2020 fue un año muy particular en el que la pandemia obligó a redefinir metas y también acelerar ciertas iniciativas que se estaban diseñando. Así, a lo largo de todo el año reforzamos nuestro compromiso con las comunidades de las que formamos parte, readecuando nuestros programas de sustentabilidad y trabajando articuladamente con las autoridades nacionales, provinciales, municipales y organizaciones del tercer sector. Los Objetivos de Desarrollo Sostenible, en PAE, son eje central de nuestro trabajo diario” sostuvo Agustina Zenarruza, Gerente de Sustentabilidad de Pan American Energy.
La empresa de generación de energías renovables Genneia neutralizó el total de sus emisiones de carbono realizadas en su sede central. Es el tercer año consecutivo que cumplen con este compromiso ambiental.
En el marco del día de la Tierra la empresa anunció que ha compensado la totalidad de la huella de carbono generada durante 2020 en su sede administrativa. Luego de un proceso inicial de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, la empresa midió un total de 1.698 toneladas de CO2 que fueron canceladas a través de bonos de carbono emitidos por el Parque Eólico Rawson.
El Director de Asuntos Corporativos de Genneia, Gustavo Castagnino, afirmó al respecto que “como compañía líder en energías renovables, no sólo buscamos ser facilitadores de fuentes limpias de generación si no dar el ejemplo y el impulso para que este nuevo paradigma orientado a una economía sustentable y circular, se convierta en el único posible”. “Nos enorgullece trabajar en equipo para reducir nuestras emisiones de carbono y tener las herramientas para neutralizar las efectuadas, a la vez que nos permite visibilizar la importancia de su implementación en todas las industrias”, agregó.
La decisión de una organización de convertir una acción o período de gestión en carbono neutral, conlleva un compromiso prioritario en la rutina de cada día, mejorando la performance del negocio en materia de eficiencia energética. En esa línea, se comienza por la medición y reducción de cada proceso y consumo identificado; llevando las emisiones de carbono al mínimo posible.
En el caso de Genneia, la huella neutralizada contempla las emisiones de todo el personal asignado a la sede central, los viajes aéreos y terrestres correspondientes a compromisos laborales del total de la compañía, el consumo de energía eléctrica y de los materiales de oficina. Estos factores fueron inicialmente gestionados para su mitigación al mínimo, y luego compensados de manera responsable.
“Abordamos esta acción en el marco de un enfoque integral de la estrategia de sustentabilidad, teniendo a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) como norte. Seguiremos enfocando nuestros esfuerzos corporativos en lograr una contribución activa y comprometida, en miras de un nuevo modelo de desarrollo”, sostuvo Carolina Langan, Jefa de Sustentabilidad.
La compañía fue uno de los impulsores que dio comienzo a la gestión de carbono neutralidad en el sector privado argentino. A través de la registración de numerosos proyectos ante el Verified Carbon Standard, el principal mercado voluntario de bonos de carbono a nivel mundial, Genneia ha aportado la herramienta de bonos de carbono para la cancelación de huellas en eventos de gran magnitud como los últimos torneos de Córdoba Open ATP 250, los Coloquios de IDEA, el evento Argentina Impacta y el Congreso de Empresas B, entre otros.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, superando el 25% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector.
Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 783 MW en energía eólica; y supera los 850 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW), lo que lleva a 1.200 MW su potencia instalada.
En Pilar (Buenos Aires) funciona su Centro de Control Operativo (CECO), que permite maximizar la performance, predecir fallas y suministrar energía eléctrica eficaz, productiva y responsable sin sufrir alteraciones. Reciben más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y 3 centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos sus clientes de forma integral.
La subasta para la provisión de gas natural a CAMMESA durante el mes de mayo, realizada a través del mercado electrónico MEGSA, tuvo como resultado 5 ofertas que totalizaron 3 millones de metros cúbicos diarios.
Dos ofertas, de 500 mil metros cúbicos día cada una, provienen de Tierra del Fuego, con precios de 3,11 dólares en orígen y 3,88 dólares puestos en el Gran Buenos Aires.
Otras tres ofertas, una por 1.000.000 de metros cúbicos día y dos por 500 mil metros cúbicos día, provienen de la cuenca neuquina a precios de 3,50 dólares por MBTU en origen y 3,88 dólares puesto en el GBA.
Desde el viernes 23 de abril el barco regasificador “Expedient”, amarrado en la terminal portuaria específica de Escobar (provincia de Buenos Aires), estará en condiciones de inyectar gas al sistema troncal de ductos, en función de las necesidades de la demanda de este insumo.
Así lo anunció el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, quien explicó que “como estaba previsto, tendremos a disposición una nueva fuente de oferta, que se sumará al gas argentino, al de origen boliviano y al otro barco regasificador que IEASA ya contrató y que comenzará a operar el 26 de mayo desde el puerto de Bahía Blanca”.
El funcionario afirmó que “con estas fuentes propias y las importadas de gas a disposición, en funcionamiento y articuladas, este invierno confiamos en superar una serie de obstáculos que se han conjugado” (en relación a la disponibilidad de los recursos energéticos).
Al respecto refirió que “a la baja hidraulicidad (por caso en la cuenca del Paraná) que limita la utilización de las hidroeléctricas para la generación de energía, lo que hace que se requiera mayor participación de las centrales térmicas, se sumó el declino de la producción y de la oferta invernal de gas boliviano, el declino que venía demostrando la producción nacional, y el conflicto social en Neuquén, que esperamos se resuelva prontamente con el diálogo”.
“Esta situación viene paralizando las tareas que las empresas productoras, los trabajadores y las pymes venían realizando desde el inicio del Plan Gas.Ar, para llegar al inicio del invierno con la mayor producción de gas argentino posible” sostuvo el funcionario. .
Martínez expresó que “IEASA viene trabajando en la realización de la compulsa internacional para traer el segundo barco regasificador a Bahía Blanca, así como las licitaciones para adquirir el GNL, tanto para Escobar como para el regasificador de Bahía Blanca, para el cual se adjudicaron el lunes (19/4) 13 buques a un precio promedio de U$ 7.20 el MBTU, muy satisfactorio para las actuales condiciones del mercado internacional”. El costo para producir gas natural en base al Plan Gas Ar dispuesto por el gobierno ronda los 3,50 dólares el MBTU.
El funcionario agregó que “como todos los años, estamos articulando el trabajo de análisis y monitoreo de la situación de la oferta y la demanda de gas, en forma conjunta, con IEASA, CAMMESA, ENARGAS y las transportistas, con todos los cuales volveremos a reunirnos en los próximos días para unificar información y generar conclusiones que nos permitan tomar las decisiones más adecuadas”.
Las declaraciones del Secretario vienen a confirmar las consecuencias gravosas del conflicto en Neuquén entre el gobierno provincial de Omar Gutierrez y los trabajadores del área de Salud, que lleva dos semanas y que ha frenado la actividad productiva en los reservorios de Vaca Muerta.
El cuadro de situación terminará complicando aún más las cuentas del Ministro de Economía nacional, Martín Guzmán.
Al respecto, en las últimas horas la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) reiteró a los gobiernos provincial y nacional la solicitud de “intervención frente a los graves hechos de público conocimiento que se vienen desarrollando desde el miércoles 7 de abril en la provincia del Neuquén”.
“Tal como expresáramos en nuestra nota del 13 de abril, los bloqueos y cortes totales en rutas afectan de forma directa a la mayoría de las operaciones en yacimientos hidrocarburíferos en la provincia. Estos bloqueos impiden el relevo y traslado de trabajadores petroleros y contratistas, así como de equipos e insumos necesarios para la continuidad de la explotación de los yacimientos, en condiciones seguras y de salubridad” puntualizó la cámara empresaria.
La CEPH detalló que “afectan también el normal movimiento de los trabajadores para operar las plantas, e impactan en la operación de los pozos productivos de Vaca Muerta. La disponibilidad de recursos y víveres para continuar las operaciones, incluyendo alimentos, agua potable y gasoil, está siendo directamente afectada por los cortes. Y, más grave aún, las dotaciones mínimas para mantener la producción y la seguridad de las operaciones no pueden ser relevadas al final de cada rotación”.
En ese marco, las empresas de la CEPH “se verán obligadas a disminuir la cantidad de personal en sus operaciones a fin de proteger a sus trabajadores y racionalizar víveres, con el consecuente impacto adicional en los niveles de producción”, se advirtió.
Las petroleras destacaron además que “los bloqueos y cortes de ruta impiden también la puesta en producción de nuevos pozos indispensables para abastecer las necesidades de gas y petróleo de este invierno en nuestro país, a través de las tareas de perforación, terminación y conexión de los mismos. Sin poder recibir gasoil e insumos tanto para los equipos de perforación como para los equipos de fractura, Vaca Muerta tiene hoy paralizados 25 equipos de perforación y 6 de fractura (terminación de pozos)”, se describió .
Los empresarios petroleros señalaron que la situación afectará a la secuencia de las inversiones previstas para recuperar niveles de producción de gas y petróleo para abastecer a hogares e industrias ante el próximo invierno, de acuerdo a los compromisos previstos en el Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024.
Desde la CEPH se remarcó a los funcionarios que “el impacto inmediato es claro: el retraso en el desarrollo de nuevos pozos obligará a nuestro país a importar con sentido de urgencia más combustibles líquidos (gasoil y fuel oil) o GNL (Gas Natural Licuado) a través de los barcos regasificadores, por un costo aproximado adicional para la balanza comercial argentina de 190 millones de dólares considerando los bloqueos hasta el día de ayer (por el 20/4) “.
La pérdida por la persistencia del conflicto y de los bloqueos se calcula a razón de 13 millones de dólares diarios, y la producción perdida demandará varios meses en recuperarse dada la escasa disponibilidad en el mercado local de los equipos requeridos para fracturar los pozos y sus servicios asociados, sostuvo la CEPH, y remarcó que “además existirá en los próximos meses una menor producción de petróleo crudo con motivo de las restricciones y ello resultará en menos exportaciones para el país”.
“Más importaciones de combustibles líquidos y GNL y menos exportaciones de petróleo significan más salidas de divisas, menos recursos para el país, menos empleo local, menos desarrollo productivo de pymes asociadas a la producción energética local, y también menor recaudación de impuestos nacionales y provinciales y regalías”, describió la entidad que preside Manuel García Mansilla.
El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni, anunció un Programa de Promoción para la Industria Hidrocarburífera que, señaló, “tiene como finalidad incentivar el aumento de la producción, sostener las reservas y promover fuentes de empleo en el sector”.
El plan, formalizado mediante un decreto alcanza a concesionarias y operadoras de hidrocarburos de Chubut, que deberán presentar sus proyectos hasta el 30 de septiembre de 2021.
La firma tuvo lugar en las oficinas de Petrominera, en Comodoro Rivadavia, donde también se realizó la adjudicación transitoria del Área Cerro Negro, que contempla la reactivación del yacimiento ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge, que dejó de explotarse a mediados de 2020.
Además del Gobernador, participaron el presidente de la petrolera estatal, Héctor Millar; el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá; el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; y el diputado provincial Juan Pais. También estuvieron presentes los secretarios generales de los Sindicatos del Petróleo y Gas del Chubut, Jorge Ávila; del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar; de Camioneros, Jorge Taboada y de la UOCRA, Raúl Silva.
Inversiones adicionales en la Cuenca
Según explicó el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, el decreto establece que las operadoras puedan llevar adelante inversiones adicionales que generen un aumento de la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge.
El objetivo es que “ese beneficio se vea reflejado en fuentes de empleo, movimientos de equipo y un ingreso en concepto de regalías para la provincia”, manifestó el funcionario.
En cuanto a los alcances del programa, Cerdá reveló que “es para todas aquellas operadoras que presenten proyectos adicionales relacionados con actividades de recuperación secundaria, terciaria, pozo de baja productividad e incluso perforaciones nuevas a través del Ministerio de Hidrocarburos”.
Señaló que se prevé la posibilidad de “establecer alguna promoción de baja de regalías para que esos proyectos puedan ser llevados adelante”.
Cerdá precisó que la finalidad es que la Cuenca “se dote de más infraestructura y pueda tener un incremento de producción, y así más puestos de empleo”.
El Ministro destacó el “importante acompañamiento de los gremios, que son los que todos los días ponen el hombro para que un compañero más tenga trabajo”.
Baja de regalías
Tal como lo establece el Plan, el régimen de promoción consistirá en la disminución del porcentaje de regalías a pagar a la provincia sobre el incremental de producción.
El mismo, que se aplicará a cada proyecto, variará en extensión como en el porcentual de descuento de regalía, considerando principalmente el aumento de producción, generación de reservas y creación de empleo conforme a ciertos criterios como potencial de productividad, ubicación, madurez de los yacimientos y demás características técnicas y económicas.
Se promocionarán teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos y aquellos proyectos vinculados con la producción terciaria, petróleos extra pesados y costa afuera.
Cerro Negro
El presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar, afirmó luego del acto de adjudicación del yacimiento de Cerro Negro, que “nos enorgullece poner nuevamente en movimiento este yacimiento. “Es un incentivo que aporta mayor actividad, genera fuentes de trabajo, ingresos a la Provincia a través de regalías que no se están percibiendo y recursos para Petrominera que salvaguarda un activo que hoy estaba parado”, enumeró.
Asimismo, indicó que la adjudicación para la operación transitoria le genera valor agregado de cara a la licitación que se va a dar, tal cual lo prevé la normativa, una vez que venza el plazo de 18 meses que prevé el contrato o que se determine el inicio del proceso licitatorio.
Millar detalló que se trata de un contrato de operación transitoria en donde la empresa opera por cuenta y orden de Petrominera, con una vigencia de año y medio, dividido en dos períodos de 9 meses o hasta que se licite el yacimiento.
El próximo lunes, tras la firma del acuerdo, la empresa adjudicataria, Pilgrim Energy, tomará posesión del área de 186 Km2 de superficie, que se extiende en el sur provincial.
El objetivo es, que a través de las más adecuadas tecnologías y mejores prácticas de la industria, ejecuten, en forma extraordinaria y excepcional el recupero, preservación, la explotación, desarrollo, y comercialización de petróleo y gas.
La puesta en marcha y reactivación del yacimiento, demandará entre uno y dos meses, dependiendo de las condiciones climáticas y el estado en el que se encuentre el crudo, un petróleo pesado.
“Lo principal es volver a producir y entregar petróleo lo más rápido posible”, definió. El yacimiento tiene un potencial de entre 30 y 40 metros cúbicos día de petróleo y unos 30.000 metros cúbicos día de gas.
El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privados del Chubut, Jorge Ávila, calificó el acuerdo de adjudicación de Cerro Negro y el decreto de incentivo como “muy buenos aportes para la Cuenca”.
“Esta nueva reconversión que quiere hacer el Gobierno con las áreas marginales nos parece una excelente noticia porque permite que alguna operadora pueda arriesgarse a invertir en Comodoro Rivadavia”, expresó.
En el contexto del conflicto que se acentuó desde hace dos semanas en Neuquén, el Ente Regulador Enargas remarcó en las últimas horas que “la correcta prestación de los Servicios Públicos regulados de transporte y distribución de gas natural, así como el normal y seguro abastecimiento de la totalidad de los usuarios argentinos dependerá de los volúmenes suficientes en calidad y cantidad que se inyecten en los Sistemas de gasoductos”.
Produjo este señalamiento en una nota que hizo llegar al Ministerio de Economía y a la Secretaría de Energía, ante la continuidad del conflicto originado en principio por reclamos de trabajadores del sector Salud que, mediante cortes y bloqueos de rutas, está paralizando la actividad en los yacimientos petroleros de ésa provincia, con grave afectación económica y de producción.
“Dicha situación ha generado problemas logísticos en yacimientos de gas asociado, producción de GLP, traslado y aprovisionamiento del personal de campo, y mantenimientos a realizarse en las instalaciones de Productores, que tenían fecha prevista para los próximos días, han sufrido retrasos y postergaciones ”, describe el interventor Federico Bernal.
La semana pasada fue el propio Secretario de Energía, Darío Martínez, quien advirtió sobre las consecuencias de este conflicto en cuanto a retrasos en las metas del Plan Gas, y señaló que estaba realizando gestiones para aportar a una solución. En los últimos días no hubo novedades al respecto.
Acerca de esta situación, existe en la industria petrolera un desconcierto acerca de las formas de solución que pudieran estar encarando las autoridades provinciales y las nacionales para evitar mayores complicaciones en la provisión del gas a los centros de consumo de todo el país.
Las dificultades para la producción, tratamiento e inyección del gas al sistema de ductos tornan casi imposible cumplir con los requerimientos de volumen de suministro estimados en el Plan Gas Ar, y en consecuencia se dependerá de mayores volúmenes de gas importado (Bolivia y GNL) y también de compras de combustibles líquidos para alimentar a usinas térmicas generadoras de electricidad. Todo con un posible mayor costo en subsidios del Estado.
Desde el Enargas se hizo hincapié además en que “resulta necesaria la articulación coordinada de los sectores involucrados en el marco de las respectivas competencias y funciones, se trate tanto del Estado Nacional, como de las Prestadoras de los servicios licenciados, para la adopción en tiempo, modo y forma oportunos de medidas y acciones a fin de evitar situaciones que puedan poner en riesgo la operación normal y segura de los Sistemas de Transporte regulado por el Ente así como el abastecimiento”.
La referencia en la nota de Bernal incluye además al conflicto por los salarios de los trabajadores petroleros de todas las cuencas productoras, que la semana pasada derivó en la declaración de un paro nacional del sector y que por estos días está sujeto a un período de Conciliación Obligatoria dictada por el Ministerio de Trabajo de la Nación.
“Estos conflictos gremiales, de ser acompañados por medidas intempestivas, podrían afectar en forma súbita los niveles de inyección en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural (PIST)”, advirtió el Ente Regulador.
Por ello, la nota fue cursada además con copia a la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), a las Transportadoras de Gas del Sur y Gas del Norte, y a las distribuidoras Camuzzi Gas, Naturgy BAN, Metrogas, Gas del Centro, Gas Cuyana, Litoral Gas, Gasnea y Gasnor.
También la semana pasada, la Cámara que nuclea a las empresas de exploración y producción de hidrocarburos, CEPH, advirtió al gobierno de Neuquén y al Nacional que “la suspensión total de operaciones en esa provincia, además de poner en riesgo el abastecimiento corriente de gas natural en la República Argentina, plantea serios inconvenientes para garantizar el abastecimiento de gas y petróleo durante los meses de invierno, a la vez que impide a las empresas cumplir con los compromisos de actividad asumidos, entre otros, en el marco del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”.
A pocas semanas de la presumible llegada de los primeros fríos del año en buena parte del país, la situación en la industria petrolera resulta complicada, y contraria a las expectativas favorables que generó en los gobiernos de las provincias petroleras y en el gobierno nacional la puesta en marcha de operaciones para recuperar en los próximos meses niveles de producción pre-pandemia, tanto en yacimientos convencionales como en los no convencionales de crudo y gas natural.
La situación está en la consideración de una suerte de comité o mesa de trabajo, coordinada por la Secretaría de Energía, que ya mantuvo una primera reunión semanal para el seguimiento de todo lo referido a la producción (oferta) y demanda de gas durante el próximo invierno.
Se trata de garantizar el abasto de este insumo para el consumo residencial, industrial, y de las usinas generadoras de electricidad. Por ello, participan CAMMESA, IEASA, el ENARGAS, y también las transportadoras (TGN y TGS).
Pero el conflicto en la provincia que gobierna Omar Gutierrez sigue abierto y las rutas bloqueadas al tránsito, al punto de provocar desabastecimiento de combustible y otros productos.
Todo esto, mientras la “Segunda Ola” de la pandemia del Covid 19 está en pleno desarrollo afectando gravemente a la población de todas las edades. El gobierno nacional y los provinciales realizan planes de vacunación masiva, a medida que van llegando las partidas diversas, procurando contrarrestar el avance de la enfermedad y sus efectos.
En el sector petrolero se están aplicando protocolos específicos y el tema de la vacunación del personal operativo es esencial para poder desarrollar la producción. Tan esencial como disponer de trabajadores de la Salud con condiciones salariales y laborales adecuadas, antes de que el conflicto escalara .
El ENARGAS comunicó a las licenciatarias del transporte y distribución de gas natural el procedimiento que se encarará con vistas a la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral para ambos servicios dispuesta en el decreto 1020/20. De hecho mantuvieron una primera reunión (de manera remota) en tal sentido el jueves 15 de abril.
El Interventor del Ente, Federico Bernal, refirió a las Prestadoras que “dado que las negociaciones previstas en los términos del Decreto han comenzado desde su vigencia, para continuar avanzando, las mesas de trabajo que se han venido llevando a cabo pasarán a denominarse “Mesas de Renegociación – Decreto 1020/20”.
El Gobierno Nacional instruyó al Organismo a iniciar la renegociación de la RTI vigente (desde el gobierno anterior y en rigor suspendida en su aplicación) “según lo establecido en el artículo 5° de la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva”.
El procedimiento puede demandar hasta el 2022. Mientras tanto regirá un esquema de “transición tarifaria” y se está a la espera del momento en que el Ente Regulador active, en mayo, la vigencia del primer incremento periódico para las tarifas de estos servicios, que será del 6 % promedio, según anticipó Bernal.
El gobierno nacional decidió extender hasta el 21 de junio de este año el diferimiento del impacto pendiente en los precios de los combustibles correspondiente a la actualización periódica de los montos del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono.
Lo hizo a través del decreto 245/2021 publicado en el Boletin Oficial, que modifica parcialmente el decreto 488/2020 que ya había dispuesto postergaciones similares a la actualización trimestral de tales impuestos que gravan a la nafta virgen, nafta sin plomo y al gasoil en base a la variación del IPC que mide el Indec.
En 2020 ocurrió una aplicación parcial en precios al público de estos gravámenes y conforme a la modificación dispuesta por el Decreto 229 del 31 de marzo de 2021, se postergó el 62 por ciento del incremento derivado de la actualización correspondiente al cuarto trimestre del año 2020, con vencimiento hasta el 20 de abril del 2021, inclusive.
El gobierno evaluó que “tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.
Entonces, ahora consideró que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable” esta postergación hasta la última semana de junio.
Los precios de éstos combustibles registraron varios aumentos en el que va del año y de hecho YPF, la compañía con mayor participación en el mercado local, aplicó incrementos en marzo (7%) y abril (6%), y pautó otro para mayo, con la intención declarada de que ése será el último ajuste hasta fin de año por efecto de la variación de costos, y de la cotización internacional del crudo. Otras principales petroleras aplicaron el mismo criterio y luego alzas similares.
La Ley 23.966 y sus modificaciones establecieron montos fijos en pesos por unidades de medida para determinar el impuesto sobre los combustibles líquidos y el impuesto al dióxido de carbono, respectivamente
La norma referida también estableció un monto fijo diferencial del impuesto sobre los combustibles líquidos para el gasoil, cuando se destine al consumo en el área de influencia conformada por las Provincias del Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, y Tierra del Fuego, el Partido de Patagones de la provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza.
Con posterioridad, el decreto 501/2018 previó que los referidos montos fijos se actualizasen por trimestre calendario sobre la base de las variaciones del Índice de Precios al Consumidor que suministre el INDEC, considerando las variaciones acumuladas de ese índice desde el mes de enero de 2018, inclusive.
Asimismo, se dispuso que la AFIP actualizara los montos de impuesto en los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, considerando, en cada caso, la variación del ÍPC correspondiente al trimestre calendario que finalice el mes inmediato anterior al de la actualización que se efectúe.
Se estableció además que los montos actualizados del modo antes descripto surtirán efectos para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el primer día del segundo mes inmediato siguiente a aquel en que se efectúe la actualización, inclusive.
Este esquema se vió alterado ya durante el año 2019 y en la actualidad, conforme a la modificación dispuesta por el Decreto 229/2021, se encuentra postergado el 62 % del incremento correspondiente al cuarto trimestre del 2020.
La nueva decisión se enmarca en la necesidad de contener la inflación de precios que registró niveles altos en el primer trimestre del año –principalmente en rubros tales como alimentos y bebidas e indumentaria- que no condicen con la pauta anual estimada en el Presupuesto nacional.
La petrolera YPF incrementó los precios de sus combustibles líquidos en el 6 por ciento promedio país configurando así el segundo de tres aumentos programados por la compañía para marzo, abril y mayo, con la declarada intención de no volver a subirlos hasta fin de este año.
En tanto, Shell también ajustó al alza los precios de sus naftas y gasoils en un porcentaje similar, en tanto se estima que Axión , la otra importante marca del mercado local por volumen de ventas, podría modificar sus precios al público en las próximas horas.
A mediados de marzo los incrementos aplicados por estas tres principales marcas fue del 7 % promedio.
En el caso de YPF los nuevos precios de referencia para cargar en estaciones de servicio ubicadas en la CABA son de $ 85,70 pesos para el litro de nafta Súper; 99,30 pesos para la Infinia nafta; $ 80,50 para el Diesel 500; y $ 95 para el Infinia Diesel.
Los combustibles de Shell en estaciones de servicio de la CABA pasaron a costar $ 87,30 para el caso de la nafta Súper; $ 99,90 para la V-Power nafta; 83,30 pesos el litro de Fórmula Diesel, y $ 96,90 el V-Power Diesel.
El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) a cargo de la Secretaría de Energía de la Nación llamó a licitación para la provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar que beneficiarán a unas 15.000 personas, con una inversión de 5,6 millones de dólares.
Se trata de una licitación para proveer e instalar sistemas de bombeo de agua solares en las provincias de Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán, que beneficiarán a 3.000 productores de la agricultura familiar, contribuyendo al desarrollo de las economías regionales.
Los equipos de bombeo de agua que funcionan a partir de energía solar son producto de un desarrollo conjunto entre PERMER y el Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA) y su objetivo es contribuir al trabajo de pequeños agricultores de zonas rurales aisladas de la red de suministro eléctrico, favoreciendo su capacidad productiva y económica de manera sustentable.
“Los beneficiarios de esta política pública son agricultores y agricultoras familiares que viven y trabajan en zonas que están fuera del alcance de las redes de distribución eléctrica. Este desarrollo conjunto del PERMER y el INTA también tiene que ver con la construcción de una Argentina más federal, donde cada uno pueda desarrollarse donde quiera. Es la visión y el mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner”, señaló el secretario de Energía, Darío Martínez.
El bombeo de agua es una necesidad cotidiana y vital para los pequeños productores agrícolas y de la ganadería familiar, una tarea que habitualmente debe realizarse mediante fuerza humana, fuerza animal o utilizando combustibles fósiles, por lo que el sistema de bombeo solar resulta una herramienta de gran impacto para optimizar los recursos y el uso del tiempo para los trabajadores y las trabajadoras rurales. En este sentido, la disponibilidad de agua para usos productivos favorece también el arraigo de la población en las zonas rurales aisladas, especialmente en aquellas afectadas por la aridez.
“El Proyecto nos permite disponer soluciones que contribuyen al desarrollo socioeconómico de miles de argentinos y argentinas que hoy están en situación de pobreza energética”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.
Dado que se trata de la primera vez que se implementará una iniciativa de este tipo, PERMER e INTA trabajaron en conjunto para relevar las necesidades de la población rural del país y resolvieron esta intervención que brinda una solución tecnológica robusta, ecológica y que cuenta con disponibilidad de repuestos y de servicio técnico a nivel local.
El Proyecto PERMER promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico de los habitantes y trabajadores de las zonas rurales de todo el país, por medio de la electrificación de hogares, escuelas, centros de atención primaria de salud, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos en zonas que no cuentan con acceso a la red de distribución eléctrica.
Las empresas interesadas en la licitación LPN3/2021 link: https://www.boletinoficial.gob.ar/detalleAviso/tercera/2275062/20210416 ) – “Provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar para las provincias de Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán” pueden obtener información adicional en la página web de PERMER, https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/permer. La fecha límite para presentar ofertas es el lunes 17 de mayo próximo.
El Secretario de Energía, Darío Martínez, afirmó acerca del conflicto en Neuquén entre el gobierno provincial y los trabajadores de la Salud, que derivó en cortes de rutas hacia los yacimientos petroleros, que “el Gobierno Nacional y la Secretaría en particular, queremos que el conflicto se resuelva porque su duración y su modalidad, han generado la parálisis de los trabajos de perforación de pozos de gas que con gran esfuerzo venían desarrollando los trabajadores y todas las empresas del sector, lo que retrasará y disminuirá la producción de gas argentino, cuando tanto lo necesitamos siempre, y este invierno en particular”.
Oriundo de Neuquén, Martínez -ex diputado nacional del FDT- afirmó además que “también procuré junto al ministro de Trabajo destrabar el conflicto gremial que se produjo con los trabajadores petroleros” (por cuestiones salariales, y que esta enmarcado por el dictado de una Conciliación Obligatoria) .
Y detalló que “estuve en contacto con el jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, con el presidente de nuestro bloque de diputados nacionales, con autoridades del Poder Ejecutivo Provincial, con directivos de YPF y de otras empresas productoras, con el objeto de encontrar caminos de resolución del problema”. “Como un neuquino más quiero pedirle al personal de salud de mi provincia y al Gobierno Provincial (del MPN) que extremen los esfuerzos para resolver con el diálogo este conflicto”. pidió Martínez.
“Siempre estuve, y lo estoy ahora, a disposición de los neuquinos y del gobierno de mi provincia para impulsar proyectos y colaborar en resolver problemas”, afirmó el funcionario nacional.
La Cámara que nuclea a las empresas de exploración y producción de hidrocarburos CEPH advirtió al gobierno de Neuquén y al Nacional que “la suspensión total de operaciones en esa provincia, además de poner en riesgo el abastecimiento corriente de gas natural en la República Argentina, también plantea serios inconvenientes para garantizar el abastecimiento de gas y petróleo durante los meses de invierno, a la vez que impide a las empresas cumplir con los compromisos de actividad asumidos, entre otros, en el marco del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”.
A pocas semanas de la previsible llegada de los primeros fríos del año en buena parte del país, la situación en la industria petrolera resulta complicada, y contraria a las expectativas favorables que generaron en los gobiernos de las provincias petroleras y en el gobierno nacional la puesta en marcha operaciones para recuperar en los próximos meses niveles de producción pre-pandemia, tanto en yacimientos convencionales como en los no convencionales de crudo y gas natural.
El tema estuvo en la consideración de una suerte de comité o mesa de trabajo coordinada por la Secretaría de Energía de la Nación, que mantuvo una primera reunión para el seguimiento de todo lo referido a la producción (oferta) y demanda de gas durante el próximo invierno.
Se trata de garantizar el abasto de este insumo para el consumo residencial, industrial, y de las usinas generadoras de electricidad. Por ello, participan CAMMESA, IEASA y el ENARGAS. También las compañías transportadoras (TGN y TGS).
La “Segunda Ola” de la pandemia del Covid 19 está en pleno desarrollo afectando gravemente a la población de todas las edades mientras el gobierno nacional y los provinciales realizan planes de vacunación masiva, a medida que van llegando las partidas diversas, procurando contrarrestar el avance de la enfermedad y sus efectos.
Esto, en un contexto de la economía que ya venía en franco deterioro desde 2018, y que desde los últimos meses de 2020 mostró signos de una paulatina recuperación. No obstante, las secuelas de pobreza resultan dramáticas.
Es por ello que desde el gobierno se procura coordinar la esencial preservación sanitaria de la población, con la importancia de al menos sostener niveles actividad productiva, protocolos mediante. El resultado es diverso, pero se evalúa que este intento resulta satisfactorio en buena parte de las industrias.
Mientras tanto, “pasan cosas” social y políticamente desajustadas en la atención de prioridades, y un reclamo salarial y laboral en Neuquén (corazón de Vaca Muerta) por parte de trabajadores del sector Salud termina en cortes de rutas por parte de “autoconvocados “.
La combinación de propuestas económicas insuficientes para este sector, con la muy cuestionable decisión de aumentos para legisladores y funcionarios en una provincia que dice no disponer de ingresos suficientes, resultó en un cóctel intragable.
Con este escenario de fondo desde hace un par de semanas, la producción de hidrocarburos en Neuquén se afectó al punto de la paulatina parálisis.
Desde la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) se remitió al gobierno neuquino, con copia al gobierno nacional, “la preocupación de nuestros asociados por los hechos que se han venido desarrollando desde el miércoles 7 de abril y que afectan los accesos a los principales yacimientos de explotación de gas y petróleo crudo en la provincia e impiden la continuidad de las operaciones hidrocarburíferas en los mismos”.
La CEPH describió los lugares de bloqueos, citando entre otros, la ruta 22 a la altura de Zapala, la ruta 237 a la altura de Piedra del Águila, las rutas 7 y 51 a la altura de Añelo, la 17 en La Calera y Picún Leufú, la ruta 7 en San Patricio Chañar, la 51 en la intersección con el Dique Ballester y la ruta 40 en Chos Malal.
“Como consecuencia de los cortes totales en las rutas indicadas, una gran cantidad de operaciones en yacimientos hidrocarburíferos se han visto afectadas en su normal desarrollo”.
En particular, se impide el traslado de personal propio de las empresas y también de sus contratistas y de los equipos para la realización de los trabajos habituales y necesarios para garantizar la continuidad de la explotación de los yacimientos, ya sea a través de las tareas de operación de pozos, plantas e infraestructura, así como para el mantenimiento, actividades de perforación, terminación y reparación (workover) de pozos, construcción de plantas, y actividades de transporte de hidrocarburos, describió la CEPH.
Y advierte que “todo ello con el consiguiente impacto en la producción de gas y petróleo en condiciones de seguridad y salubridad para nuestro personal y nuestros activos en la provincia”.
La CEPH advirtió que “además de afectar el normal desarrollo de las operaciones hidrocarburíferas en Neuquén, estas medidas de fuerza generan elevados costos que implicarán el lento retorno a las actividades, los tiempos de espera de equipos, así como también incumplimientos contractuales que afectan a toda la cadena de valor, incluyendo a las empresas locales”, señaló.
La entidad empresaria remarcó que ”esta situación de interrupción de las actividades hidrocarburíferas ocurre en un contexto de plena utilización de la escasa capacidad existente para las actividades tendientes a la fractura de nuevos pozos de hidrocarburos que requieren fracturas masivas y otras actividades relacionadas. Todo ello afectará, sin dudas, los niveles esperados de producción de petróleo crudo y gas natural, debido a la imposibilidad para muchas empresas de dar continuidad a determinados servicios cuyas exiguas ventanas de disponibilidad operativas han sido interrumpidas por los hechos denunciados”.
Con esta notificación la CEPH dio aviso a los gobiernos acerca de los impedimentos respecto del desarrollo normal de las actividades inmediatas previstas en el marco del Plan Gas Ar.
El tema está en la consideración del gobierno neuquino y del nacional, y de hecho también hubo contactos entre el gobernador Omar Gutierrez y la Casa Rosada.
Pero a última hora de la tarde vino a sumarse a este delicado asunto la decisión de los gremios petroleros de todo el país de activar un paro de 24 horas “ante la falta de propuestas por parte del sector empresario para recomponer los salarios 2020”.
Se indicó que la decisión obedece al fracaso de varias reuniones en las cuales las partes no pudieron ponerse de acuerdo con un porcentaje adicional al 15 % aplicado el año pasado. La pretensión sindical ronda el 30%, en un contexto en el cual también aspiran a una franca recuperación del empleo en el sector.
YPF anunció la renovación de su compromiso con las trabajadoras y los trabajadores esenciales del país al relanzar los beneficios para el personal educativo y de salud. De esta manera, seguirán accediendo al descuento del 15 % para la carga de combustibles, de manera simple, como lo venían haciendo hasta ahora.
“Desde el año pasado venimos acompañando a los trabajadores esenciales. En el caso de salud, ya son 124.000 los beneficiarios, y en educación, en poco tiempo, alcanzamos a los 200.000 docentes y no docentes que ya están gozando del beneficio”, afirmó Pablo González, presidente de YPF.
Este anuncio tuvo lugar en el barrio de Caballito, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y estuvieron presentes, además, el CEO de la compañía, Sergio Affronti, y el vicejefe de gobierno de la ciudad, Diego Santilli durante la presentación de “la primera estación de servicio del futuro de YPF en CABA”.
“Este desarrollo se enmarca en un proyecto muy ambicioso que tenemos, cambiar y renovar la imagen y la arquitectura de nuestras estaciones de servicio”, señaló Affronti.
” El nuevo diseño para las estaciones fue concebido desde la innovación, transmitiendo una imagen tecnológica, poniendo en valor el color azul corporativo y asegurando una optimización de costos de producción y mantenimiento a través de la utilización de materiales más nobles y duraderos. También se desarrolló un nuevo modelo de tienda FULL, un sistema de cartelería digital que agiliza y potencia la comunicación y se promueve la utilización de la APP de YPF en todas las operaciones para agilizar y simplificar las transacciones”, destacó el CEO.
“Es una estación más sustentable, cuenta con paneles solares para mejorar el consumo de energía y tiene menores costos de construcción y mantenimiento. YPF busca posicionarse a la vanguardia de lo que una estación puede brindar, y mejorar cada vez más la experiencia de nuestros consumidores para que sigan eligiéndonos como lo hacen día a día”, afirmó Affonti.
Naturgy lanzó la sexta edición de Energía del Sabor, su programa de inclusión social a través de la gastronomía. Al igual que el año pasado, el programa se focalizará en la capacitación en el oficio gastronómico de personal de comedores comunitarios. Con la colaboración de la Fundación Peregrina se trabajará en el comedor comunitario Unidos por la Sociedad del barrio de La Cava, San Isidro; en tanto que con la Asociación Civil Siloé se trabajará en el centro comunitario “Acá Sí” del barrio de Cascallares, en Moreno.
Este año, el programa de formación de Energía del Sabor girará en torno a tres ejes: la enseñanza de técnicas de cocina, la nutrición y el emprendedurismo. El curso contará con clases teóricas que se dictarán en modalidad “a distancia”, en tanto que las clases presenciales se realizarán en grupos reducidos, de modo de respetar las medidas de DISPO. A lo largo del año, los participantes del programa realizarán visitas a establecimientos gastronómicos y actividades especiales con distintas personalidades del mundo de la gastronomía y la nutrición.
A su vez, durante este año se continuará con el ciclo Naturgy Live de entrevistas y clases de cocina adicionales, que se dictarán a través de transmisiones en vivo en el Instagram de Naturgy (@Naturgyar). Durante el mismo se llevarán adelante capacitaciones sobre nutrición, alimentación saludable, manejo de ingredientes, así como se contará con la participación de reconocidos chefs que brindarán sus experiencias y cocinarán sus mejores recetas en vivo.
“Nos pone muy contentos estar lanzando hoy, por sexto año consecutivo, este programa de inclusión social, que permite que jóvenes de barrios vulnerables puedan integrarse al mundo laboral y simultáneamente, contribuir con comedores comunitarios y merenderos en la formación y capacitación de los voluntarios que allí trabajan. La experiencia recogida de años anteriores, donde vimos cómo el programa animó a los jóvenes a desarrollar sus propias iniciativas, que decidimos agregarle el eje emprendedurismo, a fin de que los jóvenes puedan adquirir conocimientos que les permitan el día de mañana emprender un negocio propio. Destaco la gran tarea que llevan a cabo las instituciones, tanto Fundación Peregrina como Asociación Civil Siloé”, afirmó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.
Desde el inicio del programa en 2016, más de 400 jóvenes bonaerenses se han instruido en el oficio gastronómico. Energía del Sabor, que tiene como objetivos facilitar el desarrollo profesional de jóvenes con dificultades de acceso al mercado laboral, brindando una capacitación en el oficio gastronómico, que les posibilite una inserción laboral o la creación de un microemprendimiento.
Se puede se conocer el trabajo de estas instituciones y/o contactarse con ellas a través de sus redes sociales: Asociación Civil Siloe: Instagram: @aca_siloe Face: @acsiloe Twitter: @asocsiloe Fundación Peregrina: Instagram: @asocperegrina Face: https://www.facebook.com/Peregrina-530674607043896 Twitter: @PeregrinaInfo
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
Más de 30 legisladores nacionales de todas las fuerzas políticas que representan a las provincias de Córdoba, Santa Fe y Entre Ríos se reunieron, de manera virtual, con integrantes de las casi 70 entidades empresariales que conforman el Foro Empresario de la Región Centro Argentina, y coincidieron en la necesidad de la aprobación de una prórroga a la ley 26.093 que establece el Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles en el país.
Dicha ley vence el próximo 12 de mayo. Los diputados y senadores se mostraron dispuestos a discutir un nuevo marco normativo que regule los biocombustibles a futuro, pero consideraron necesaria la extensión del régimen actual para que se pueda desarrollar un debate con tiempo, en profundidad y con la participación del sector privado. Entre las entidades participantes se incluyó el Centro Azucarero Argentino.
En Argentina hay más de 50 plantas productoras de biocombustibles, radicadas en 10 provincias. El proyecto para extender la vigencia de la norma (por cuatro años) fue aprobado por la Cámara de Senadores de la Nación, pero está pendiente su tratamiento en Diputados desde hace seis meses. Desde la Secretaría de Energía de la Nación se promueve discutir ahora una nueva ley para el desarrollo de esta actividad. Ello explica que el jueves 25 de marzo hubo un intento de sesión frustrada para debatir el proyecto en la Cámara Baja, lo que preocupó al Foro Empresario de la Región Centro.
En representación de las entidades empresarias de las tres provincias de la Región Centro, Daniel Nassini, presidente de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR); Juan Carlos Martínez, presidente de la Bolsa de Cereales de Córdoba (BCCba); y Elvio Guía, vicepresidente de la Federación Agraria Argentina (FAA), plantearon que la producción de biodiesel derivado de la soja y de bioetanol de maíz y de caña de azúcar fueron casos de éxito que permitieron posicionar a nuestro país como líder en la materia en el plano internacional y constituyen un modelo en políticas de agregación de valor.
En ese sentido, alertaron que la discontinuidad de la referida ley no sólo generará un enorme daño a las economías de las provincias productoras, con pérdida de miles de puestos de trabajo, sino que echará por tierra inversiones por miles de millones de dólares realizadas en los últimos 15 años.
En la misma línea, ratificaron que el corte obligatorio establecido en la ley 26.093 de naftas y gasoil con biocombustibles implica una innegable contribución a la sostenibilidad ambiental, al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero causantes del calentamiento global. La reducción de esas emisiones es uno de los objetivos prioritarios de gobiernos y organismos internacionales; y los biocombustibles son una de las herramientas para conseguirlo.
También hicieron hincapié en que la reactivación de la economía nacional incrementará la demanda de combustibles fósiles, lo que muy posiblemente obligará a incrementar las importaciones con la consecuente salida de divisas. Los biocombustibles, por el contrario, permitirán que el país se independice, aunque sea parcialmente, de los combustibles fósiles; y esa menor dependencia se traducirá en un ahorro de divisas.
Por todo ello, faltando exactamente un mes para la caducidad del régimen de la ley 26.093, las entidades nucleadas en el Foro Empresario de la Región Centro solicitaron a los diputados presentes que motoricen las acciones necesarias para que se prorrogue la vigencia de la norma y se mantengan los niveles de cortes actuales, lo que dará tiempo suficiente para debatir con seriedad si se debe hacer alguna modificación a futuro.
El Foro está convencido de que ésta es la mejor vía para consolidar los objetivos estratégicos planteados en el 2006 con la incorporación de los biocombustibles a la matriz productiva nacional.
Finalmente, el Foro planteó la necesidad de que se sostenga la articulación público privada y que el sector privado esté convocado a participar del tratamiento de este tipo de legislaciones, por lo cual se hizo explícito el pedido de que una entidad multisectorial apartidaria como el Foro Empresario de la Región Centro pueda presentar su posición ante la comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados cuando se trate la prórroga de la ley 26.093.
El Foro Empresario de la Región Centro Argentina está integrado por las siguientes entidades
Capítulo Córdoba
Bolsa de Cereales de Córdoba (BCCba)
Bolsa de Comercio de Córdoba (BCC)
Cámara Argentina de la Construcción * Delegación Córdoba
Cámara de Comercio de Córdoba (CCC)
Cámara de Comercio Exterior de Córdoba (CACEC)
Cámara Empresaria del Autotransporte de Cargas de Córdoba (CEDAC)
Cámara de Industriales Metalúrgicos y de Componentes de Córdoba (CIMCC)
Cámara de Industrias Informáticas, electrónicas y de comunicaciones del Centro de Argentina (CIIECCA)
Confederación de Asociaciones Rurales de la Tercera Zona (CARTEZ)
Los componentes tarifarios del gas natural por redes que corresponden a los servicios de transporte y de distribución domiciliaria tendrán un aumento promedio de entre 6 y 7 % para los usuarios residenciales y de 4, % para las pequeñas y medianas empresas a partir de mayo.
Así lo anticipó el interventor en el ENARGAS, Federico Bernal, para ratificar el descongelamiento de estas tarifas que no se modifican desde 2019.
Consultado por Energía & Negocios, el funcionario precisó que estos porcentajes representan el ajuste final del VAD en las facturas al consumidor.
Otro componente principal de la estructura tarifaria del servicio, como lo es el ítem Valor o Costo Gas, es administrado por la Secretaría de Energía, que deberá resolver si al menos una parte del nuevo precio de este insumo se traslada al usuario o si resulta totalmente a cargo del Estado vía subsidios.
Al respecto, desde el Enargas se consideró que cualquier ajuste de este componente del servicio (PIST) deberá ser tratado en una audiencia pública, de manera tal que una actualización de este rubro no ocurrirá en mayo.
Desde Energía se indicó a E&N que lo referido a este componente de la tarifa del servicio “se sigue evaluando”.
Cabe referir que en oportunidad de la audiencia pública realizada en marzo las empresas transportadoras troncales y las compañías distribuidoras de gas natural por redes solicitaron al Enargas, la puesta en vigencia a partir de abril de los nuevos cuadros tarifarios “de transición”, y que éstos permitan sostener la operación normal de sus respectivos servicios para el 2021, mientras se encara una Revisión Tarifaria Integral para el sector, tal como lo dispuso el gobierno nacional.
En sus respectivas presentaciones en el marco de una Audiencia Pública convocada por el ente regulador, las licenciatarias TGN y TGS plantearon la necesidad de activar incrementos del 44 % y 58% en el componente Transporte del suministro, ítem que representa aproximadamente 13 por ciento de la estructura de la factura del servicio, y cuya incidencia en la factura final ronda del 6 al 8 por ciento en el usuario residencial.
En cuanto a las distribuidoras, Metrogas, Naturgy, Gasnor, Camuzzi, Gas Cuyana, Litoral Gas, solicitaron en sus exposiciones una actualización de entre el 50 y 58% en el componente Distribución (VAD), ítem que representa en promedio el 23 % de la estructura de la factura por lo cual el ajuste pedido incide entre el 12 y el 16% en la factura final del servicio de gas a nivel residencial.
La estructura de la factura de este servicio se completa con proporciones de 40% para el precio del gas en origen, y 24 por ciento para impuestos.
La RTI realizada en 2017 por el gobierno de Cambiemos fue suspendida y contemplaba un ajuste semestral de estos componentes tarifarios en base al índice IPIM. Se aplicó hasta mediados de 2018. en el segundo semestre el gobierno macrista suspendió el IPIM y compensó a las empresas autorizándoles bajar proporcionalmente sus compromisos de inversión para ese año.
Desde 2019 a febrero de 2021 el IPIM acumuló 128% promedio, y por ello las empresas aclararon que su participación en la Audiencia no implicaba renunciar a esa RTI, aunque admitieron una “tarifa de transición” en el marco de la emergencia.
Las distribuidoras señalaron al respecto que sus propuestas no contemplaban inversiones en la expansión del sistema durante la transición. Se verá ahora que sostiene el gobierno acerca de esta cuestión ya que es una alternativa incluir como obra pública inversiones necesarias para expandir el servicio.
De hecho, está planteado desde Energía el interés de impulsar el tendido de un nuevo gasoducto troncal que llevaría gas desde Vaca Muerta hasta el sur de Brasil. Habría financiamiento de China para este proyecto.
Las distribuidoras también pidieron solucionar la situación planteada en 2018 con las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) entre la tarifa en pesos cobradas a los usuarios y el precio del gas en dólares al que compraron a las productoras.
La fuerte devaluación de ese año generó un monto que el gobierno de Cambiemos primero pretendió trasladar a los usuarios, y luego derivó a cargo del Tesoro Nacional, habiendo pagado sólo una cuota de 24 programadas. El DNU firmado por Mauricio Macri al respecto fue anulado por el Congreso.
La situación actual y las perspectivas para el próximo invierno en materia de oferta y demanda de gas natural, todavía en el contexto de la pandemia del Covid 19, serán analizadas el miércoles 14 en una reunión específica citada por la Secretaría de Energía de la Nación, y de la cual participarán los entes reguladores del gas y de la electricidad, la compañía del mercado mayorista eléctrico CAMMESA y la estatal IEASA.
Será para evaluar lo que está ocurriendo en materia de producción de gas en los yacimientos convencionales y no convencionales, la situación operativa de los sistemas de transporte troncales del gas, y las proyecciones de demanda del fluido a nivel de los consumos residencial, industrial, y para la generación de electricidad.
La decisión de la Secretaría a cargo de Darío Martínez estuvo antecedida por una iniciativa del Enargas la semana pasada.
El Interventor, Federico Bernal, propuso a Energía convocar a un comité operativo ante la “necesidad de abordar esta temática desde los diferentes actores intervinientes, atento a las cuestiones que deben ser consideradas con la debida planificación por quienes corresponda, según las respectivas competencias entre los organismos involucrados”.
El objetivo de esta mesa, remarcó el Ente, es “trabajar en pos de generar la comunicación y las herramientas necesarias para asegurar que la oferta de gas natural disponible resulte suficiente, según las necesidades que se avecinan”.
En la mesa de trabajo estarán planteados los escenarios operativos en los campos con vistas a una recuperación de niveles de producción pre-pandemia, alentados por el Plan Gas Ar, que se han visto alterados desde hace más de una semana en el caso de Neuquén por situaciones de reclamos sociales, con corte de accesos que han frenado la actividad de los equipos petroleros.
La actividad en los campos productivos del gas en el marco de la “Segunda Ola” de la Pandemia también está condicionada por el cumplimiento estricto de los protocolos sanitarios específicos –vacunas al personal incluídas- además de cuestiones salariales pendientes.
En la reunión de trabajo se considerará entonces la disponibilidad de gas local para cubrir una demanda que estacionalmente es la más fuerte del año, y también como se completa el esquema de la oferta con el gas natural importado desde Bolivia, más los embarques licitados y a licitar de GNL. El primer barco cargado con GNL arribará en mayo.
En febrero de 2021 la producción de gas natural disminuyó 10.7 % interanual y 10.3 % anualizada, con mermas tanto en la producción de yacimientos convencionales (7,5 % i.a. y 9,1 % a.a.) como en reservorios no convencionales (14,8 % i.a. y 11,8 % a.a.). La producción total acumulada durante los últimos doce meses se redujo 10,3 % (13,8 millones de metros cúbicos) según datos del IAE. Se espera que YPF, Tecpetrol y PAE mejoren su rango productivo actual.
El cuadro de situación en materia de oferta energética se presenta complicado dado que otras formas de producción están afectadas, con excepción de la eólica. A nivel de las hidroeléctricas, Yacyretá continúa padeciendo la merma de su caudal promedio por la escasez de precipitaciones en la cuenca del Paraná y las operaciones de otras hidroeléctricas aguas arriba (Brasil) . Pasó de un caudal promedio de 9.400 M3/s en marzo a 7.100 M3/s en abril, y las perspectivas de menores lluvias se extienden al menos hasta junio (SMN).
En cuanto a la generación nuclear, la Central Embalse ingresó el primero de abril en una parada programada para mantenimiento que se extenderá hasta finales de mayo. En tanto, la Central Atucha II reingresó a operaciones en marzo, y se espera que hacia finales de abril o principios de mayo pueda generar ya al 80 por ciento de su capacidad instalada.
Si la “Segunda ola” lo permite, Atucha I debería realizar una parada técnica a partir de agosto.
Con la presencia del ministro de Educación, Nicolás Trotta, y del director del Instituto Nacional de Educación Tecnológica, Diego Golombek, el presidente de Pampa Energía y de Fundación Pampa, Marcelo Mindlin, concretó el lanzamiento de los programas educativos de esta entidad, que abarcan tres ejes temáticos: la educación, la empleabilidad y la inclusión social, y se implementan en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Mendoza, Salta y Santa Fe.
También participaron el director de la Fundación, Pablo Diaz, los ministros de Educación de Neuquén y de Mendoza, autoridades de educación técnica, directivos de escuelas y universidades, docentes, becarios, organizaciones sociales con las que la Fundación desarrolla sus programas, y voluntarios de la compañía. Todos vía streaming desde diferentes puntos del país.
La Fundación Pampa acompaña a jóvenes con derechos vulnerados, para garantizar que puedan terminar la escuela secundaria técnica y continuar estudiando carreras universitarias y terciarias afines al negocio. Este año, se acompañarán a más de 1.500 jóvenes de Salta, Mendoza, Neuquén, Santa Fe y Buenos Aires.
Además, más de 350 docentes y directivos participarán de la “Red de Escuelas Fundación Pampa”, que impulsan la formación en gestión institucional y la capacitación docente; y de “Investigadores de la Energía”, una iniciativa que propicia el desarrollo de experiencias innovadoras con docentes de segundo ciclo de escuelas primarias para promover el uso responsable de la energía y fomentar el desarrollo del pensamiento científico en los más chicos.
El acompañamiento a estudiantes secundarios comenzó en 2016 y junto al apoyo económico, se realiza un acompañamiento mensual para el desarrollo personal y de sus habilidades y competencias. Estas instancias se llevan a cabo de marzo a diciembre, con al menos ocho encuentros individuales y grupales en el año, en los que se trabajan distintos ejes temáticos.
En cuanto a la empleabilidad, durante el 2021, 250 jóvenes podrán realizar prácticas profesionalizantes virtuales con el acompañamiento de profesionales de Pampa como mentores, tutores y capacitadores. Además, las autoridades anunciaron la creación de un Centro de Formación de Oficios, en el predio de la Central Termoeléctrica Parque Pilar, que la compañía posee en esa localidad bonaerense.
Marcelo Mindlin afirmó “me conmueve saber que desde hace 13 años la Fundacion Pampa está comprometida con la educación y que a pesar de todos los acontecimientos que pasamos, seguimos manteniendo y ampliando nuestros programas. Para ello, nuestro mayor aporte como empresarios es la inversión, la generación de empleo y abrir las puertas de nuestras plantas para los estudiantes secundarios de las escuelas técnicas que quieran hacer prácticas profesionalizantes”.
El ministro de Educación de la Nación manifestó: “Este impulso y compromiso de Pampa Energía, a partir de estas becas, asumiendo la responsabilidad con cada becario en el fortalecimiento de su trayectoria educativa, también debe ser liderado por los estados provinciales y por el Gobierno nacional. Por eso, nosotros hemos tomado dos decisiones en este camino que nos parecen fundamentales: una se vincula a las Becas Progresar, cuyo presupuesto se ha ampliado hasta un 163% en comparación con el del año pasado, ampliando la cobertura, que hoy nos permite llegar al millón de jóvenes argentinos”.
Y agregó: “Por otro lado, las Becas Progresar Trabajo constituyen una oferta de formación profesional para generar la posibilidad de encontrar un empleo.
Además, hemos puesto en marcha las Becas Manuel Belgrano para nuestro sistema universitario con una inversión de tres mil millones de pesos, que beneficiarán a 12.000 estudiantes focalizadas en cinco áreas estratégicas para el desarrollo de la Argentina y la energía es una de ellas.”
La Fundación también acompañará proyectos que favorezcan la inclusión social con la continuidad de las iniciativas eficiencia energética, promoviendo el involucramiento de jóvenes que fueron formados para implementar proyectos en sus hogares y escuelas, con un alto impacto en las comunidades.
Fernando Bonnet será el nuevo Gerente General de la empresa de producción de energía eléctrica Central Puerto S.A.
Bonet ingresó a Central Puerto en 2008 para desempeñarse en el área de finanzas y fue desarrollando distintas tareas hasta llegar a ser el Director de Finanzas (CFO). En este cargo, se destacó por haber gestionado el financiamiento necesario para la expansión de la empresa incluyendo el desarrollo de los proyectos de generación renovable y además lideró el proceso de cotización de la firma en la bolsa de Nueva York.
Su último rol fue el de Director de Operaciones (COO), posición desde la cual lideró las operaciones de la compañía. Además, es contador público por la Universidad de Buenos Aires y ha realizado un MBA en el IAE de la Universidad Austral.
En el marco de su nombramiento, Fernando señaló: “Hace más de 12 años que formo parte de Central Puerto y es un orgullo asumir el desafío de liderar una empresa con una enorme trayectoria y compromiso con el desarrollo del sector energético. En esta nueva etapa de liderazgo, asumo la responsabilidad de continuar el camino del crecimiento de nuestra empresa contribuyendo a nuestro propósito de generar energía en forma eficiente y de modo sustentable”.
Central Puerto S.A. es una empresa lider en la producción de energía eléctrica en Argentina, por participación de mercado, también por excelencia operativa y rentabilidad. 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. – https://www.centralpuerto.com/es/
En febrero de 2021 la producción de petróleo se redujo 5.1 % i.a y 6.8 % a.a. según datos del informe de coyuntura que elabora el Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi.
La producción de crudo convencional en febrero último cayó 10.9 % i.a y se redujo 12.7 % a.a. en los últimos 12 meses. En cambio, la producción no convencional (24 % del total) se incrementó 13.4 % i.a y 16.7 % a.a.
También en febrero de 2021 la producción de gas natural disminuyó 10.7 % i.a y 10.3 % a.a. La producción de gas convencional (57 % del total) se redujo 7.5 % i.a y 9.1 % a.a. Además, por quinto mes consecutivo, la producción no convencional disminuyó más que la convencional: se redujo 14.8 % i.a. Por otra parte, anualmente cae 11.8 % a.a.
La cuenca Neuquina, donde se encuentran la mayoría de los desarrollos No Convencionales, fue la cuenca con mayor caída del país mostrando una reducción del 14.6 % i.a. y 12.5 % a.a en su producción. La producción total acumulada del gas no convencional durante los últimos doce meses se redujo 10.3 % (13.8 MMm3).
Por su parte, en el mismo periodo la producción acumulada de gas por parte de YPF se redujo 21.5 % (8.8 MMm3/d) explicando el 64 % de la caída de la producción total de gas en el periodo y el 87 % de la reducción de las tres principales productoras.
YPF y Tecpetrol representan el 60 % de la producción de gas de Vaca Muerta, y explican la caída de la producción de esta formación en los últimos doce meses ya que, en ausencia de éstas empresas, la producción en la formación aumentó 21.6 % aportando 2 MMm3/d adicionales.
En cuanto a la demanda de combustibles, en febrero último las ventas de naftas y gasoil aumentaron 4.8 % i.m y disminuyeron 5.8 % i.a. Durante los últimos doce meses la demanda de combustibles líquidos cayó 18.8 % a.a respecto a igual periodo anterior. Durante los últimos doce meses, las ventas de Gasoil son 11.9 % inferiores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de nafta son 28.8 % menores. YPF redujo sus ventas por encima del promedio.
La demanda total de gas natural se redujo 4.2 % i.a. La demanda acumula una reducción del 6.5 % (7.7 MMm3/d menos) en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior. Esto indica que la producción interna cayó más que la demanda en igual periodo, lo cual implicó un aumento de las importaciones de gas.
La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 6.4 % en febrero de 2021 respecto al mes anterior y 3.7 % respecto a febrero de 2020. El consumo eléctrico termina el año con una reducción acumulada del 2 % a.a. Se sigue observando que cae toda demanda i.a correlacionada con la actividad comercial pero no así la demanda Residencial, debido mayormente a un uso más intensivo en los hogares y, en menor medida, a factores climáticos.
El consumo industrial de electricidad muestra niveles mensuales levemente superiores a los del año anterior por segundo mes consecutivo.
Subsidios energéticos
Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a diciembre de 2020 fueron $ 440.1 mil millones, esto es U$ 6,232 millones, y aumentaron 91.9 % respecto a igual periodo de 2019. Cammesa lideró las transferencias recibidas con $ 323 mil millones y un aumento de 133 % ocupando el 75 % de los fondos ejecutados. Los últimos datos disponibles en ASAP informan que en enero de 2021 hubo ejecuciones presupuestarias muy bajas que no permiten realizar un análisis comparativo inter anual.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) propuso conformar un “Comité de Operación – Oferta y Demanda de Gas Natural” (Comité de Operación OyD) e invitó a participar a la Secretaría de Energía de la Nación, en razón a la cercanía del próximo período de bajas temperaturas y alto consumo de gas natural (período regulatorio invernal). De hecho, promueve una reunión (virtual) para el lunes 12, con el ENRE. IEASA y Cammesa, entre otros.
El Interventor del ENARGAS, Federico Bernal, manifestó, que dicha propuesta se funda en “la necesidad de abordar esta temática desde los diferentes actores intervinientes, atento a las múltiples cuestiones que se hallan involucradas y que deben ser consideradas con la debida anticipación y planificación por quienes corresponda, en orden a las respectivas competencias atribuidas interdisciplinariamente entre los organismos involucrados”.
Esta mesa de trabajo y coordinación, indicó un comunicado del organismo regulador, “conformada por diversos integrantes de los distintos eslabones de la Industria del Gas Natural de Argentina, cada uno respetando la esfera de su competencia, tiene la finalidad de proteger a las usuarias y usuarios que conforman la demanda de gas del país”,
El objetivo de esta mesa, remarcó el Ente, es “trabajar en pos de generar la comunicación y las herramientas necesarias para asegurar que la oferta de gas natural disponible resulte suficiente, según las necesidades que se avecinan”.
Asimismo, reiteró que “resulta fundamental la actuación coordinada mediante el Comité de Operación OyD propuesto, no solo para el próximo invierno, sino que sería de gran utilidad que este valioso espacio de debate y planificación posea una vocación de permanencia en el tiempo”.
Es por ello que el ENARGAS propuso realizar la primera reunión del Comité de Operación OyD el próximo lunes 12 de abril a las 10 horas, de modo virtual, sugiriendo también a la Secretaría de Energía que se invite a participar, según corresponda en cada oportunidad, al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), a Integración Energética Argentina S.A. (IEASA) y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), entre otros.
Autoridades y miembros de la Comisión Directiva de la CEA, entre los que se encontraban su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR, Gastón Guarino, de GRI Calviño, Gustavo Castagnino, de Genneia, Andrés Gismondi, de Vestas, y su Gerente General, Héctor Ruiz Moreno participaron de una reunión de trabajo con el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo Richards.
En el encuentro, se trataron aspectos vinculados con el desarrollo actual de la industria eólica en su aspecto más amplio, ya que la CEA reúne a toda la cadena de valor eólica incluyendo a los generadores, que representan más del 70% de la energía eólica del país; a los principales tecnólogos; a los fabricantes más importantes de componentes; y a proveedores de servicios.
Durante la reunión se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector. En este sentido, el subsecretario afirmó que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”. Y agregó que el llamado “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.
Por su parte, el Presidente de la CEA, manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.
Las autoridades de la CEA se mostraron satisfechas con la reunión, asegurando que continuarán trabajando en conjunto con las autoridades con el objetivo de buscar soluciones a los desafíos del sector, con el foco puesto en cumplir con los compromisos de Argentina respecto al Cambio Climático, y a la generación de más y mejor empleo local.
La Cámara Eólica Argentina fue creada a fines del 2017 como una asociación civil que busca favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. Actualmente agrupa a más de 20 empresas que ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector y representan en su conjunto a más del 70% de la potencia instalada nacional.
En el marco de las distinciones que otorga anualmente para reconocer a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad,
El Foro Ecuménico Social distinguió a Naturgy con tres reconocimientos: el Premio Latinoamericano a la Responsabilidad Social, por su reporte global de sustentabilidad; el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina; y la distinción al Emprendedor Solidario por su programa Energía del Sabor.
Dicho Foro otorga anualmente distinciones para reconocer a empresas, ONG´s y personalidades su compromiso con la sociedad.
“Estos reconocimientos de tan prestigiosa institución nos alientan a continuar con el compromiso asumido por la empresa y por nuestros colaboradores para alcanzar un desarrollo sustentable de nuestra actividad y aportar a la sociedad no solo en lo económico sino también en lo social y ambiental. Esta distinción nos llena de orgullo y nos motiva a seguir por este camino”,sostuvo Bettina Llapur, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy en Argentina.
Con relación al premio al Mejor Reporte Social de la Argentina, vale destacar que Naturgy realiza su Informe de Responsabilidad Corporativa en forma ininterrumpida desde 2004. La 16va edición del Informe de Responsabilidad Corporativa fue realizado de acuerdo a los lineamientos del Global Reporting Institute, bajo la guía GRI Standards. A su vez, se trabajó con la herramienta SDG Compass, para integrar y rendir cuenta de los avances de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.
En el caso del Premio al Emprendedor Solidario, el jurado distinguió a Energía del Sabor, iniciativa de Naturgy que busca promover la inclusión social a través de la gastronomía. Desde su lanzamiento en 2016, el programa ya ha capacitado a más de 400 jóvenes bonaerenses de barrios vulnerables.
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
La Cámara Eólica Argentina se reunió con el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, para analizar el escenario actual del sector eólico y discutir acerca de su desarrollo.
Por la CEA estuvieron su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR; Gastón Guarino, de GRI Calviño; Gustavo Castagnino, de Genneia; Andrés Gismondi, de Vestas; y el Gerente General, Héctor Ruiz Moreno.
La entidad empresaria describió que en el encuentro “se trataron aspectos vinculados con el desarrollo actual de la industria eólica en su aspecto más amplio, ya que la CEA reúne a toda la cadena de valor eólica incluyendo a los generadores, que representan más del 70% de la energía eólica del país; a los principales tecnólogos; a los fabricantes más importantes de componentes; y a proveedores de servicios”.
Durante la reunión se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector, se explicó.
En este sentido, la CEA afirmó que el Subsecretario dijo que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”. Y agregó que el llamado “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.
Por su parte, el Presidente de la CEA, manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.
La Cámara Eólica Argentina fue creada a fines del 2017, agrupa a más de 20 empresas que ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector y representan en su conjunto a más del 70% de la potencia instalada nacional.
La distribuidora de gas natural por redes Camuzzi obtuvo la Certificación de Great Place to Work®, y se convirtió así en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.
A su vez, los resultados de la certificación indican que Camuzzi ha crecido 7 puntos en el promedio general en todas las dimensiones evaluadas por la encuesta de clima de Great Place to Work® (credibilidad, respeto, equidad, orgullo y compañerismo) en comparación con su performance 2019.
Marcos González Bibolini, Gerente de Recursos Humanos de Camuzzi, afirmó “Estamos muy orgullosos de recibir este reconocimiento. Hemos hecho durante el 2020 un gran trabajo en conjunto, y esta distinción es el reflejo de las acciones que venimos realizando para que cada uno de los que formamos parte de Camuzzi, sienta que está en una gran empresa para desarrollarse”.
“Felicitamos a Camuzzi por su certificación”, destacó Eduardo Aceiro, Gerente General de Great Place To Work en Argentina. “Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus empleados crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios”, afirmó
De esta manera, la distribuidora refuerza su posicionamiento como Marca Empleadora líder en la gestión de talento, y se consolida como una de las mejores empresas de Argentina para trabajar.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 50.000 kilómetros lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La Secretaria de Energía fijó nuevos precios para el gas en garrafas a partir de este mes, con aumento del 18 % que llegará a 21% en junio, al tiempo que incrementó el subsidio a las garrafas de gas natural envasado que cobran más de 2.300.000 beneficiarios del plan Hogar, que representan el 60% de los consumidores de este producto.
Se trata del depósito que, en sus cuentas junto a sus haberes jubilatorios, pensiones o AUH, perciben directamente por parte de Anses esos beneficiarios.
La Resolucion respectiva determinó un sendero trimestral que inicia en abril y llega al mes de junio. Para abril el subsidio pasó de $ 254 por garrafa a $ 326 lo que representó un 28% de incremento, y el subsidio llegara en junio a $ 338 por garrafa, equivalente a un incremento del beneficio del 33%.
Cada beneficiario percibe un subsidio promedio equivalente a 3,7 garrafas, lo que representará para abril $ 1.206,20 y para junio 1.250,60 pesos.
Este incremento del subsidio hará que los 2.300.000 beneficiarios del Plan Hogar no tengan ningún impacto en la adecuación del precio de la garrafa y continúen pagando $ 143 por unidad, indicó la Secretaría de Energía.
Con 15 meses de congelamiento, y con una última corrección en julio de 2019, la Secretaria determinó en octubre del año pasado una recomposición del precio de la garrafa y los márgenes de productores, fraccionadores y distribuidores, del 22%.
En esta oportunidad, y con la intención de permitir al sector abastecer de la mejor manera la demanda de gas envasado, y luego de varias reuniones de trabajo con Cadigas y Codigas, la autoridad energética resolvió, en acuerdo con las cámaras, adecuar los márgenes y el precio de la garrafa de 10 kg. con un sendero que inicia en abril con una recomposición del 18% para finalizar en junio con una corrección global del 21%.
De esta forma la garrafa, con IVA incluido, pasa del $ 397 a $ 469 en abril, alcanzando en junio $ 481.
Por su parte, los 2.300.000 beneficiarios del plan Hogar, no obstante la adecuación del precio al público de la garrafa, continuarán abonando $ 143 por garrafa, producto del incremento del subsidio.
La Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) se reunió de manera virtual con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
Asistieron el presidente de la OFEPHI y gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, secundado por el ministro de Energía de esa provincia, Alejandro Monteiro, y el titular del Instituto de Energía de Santa Cruz, Matías Kalmus, en carácter de Secretario Ejecutivo y Secretario Adjunto de la entidad, respectivamente.
Participaron la totalidad de los representantes de las provincias productoras, y por la CEPH su presidente Sergio Affronti (YPF), el vicepresidente primero Danny Massacese (PAE), el vicepresidente segundo, Ricardo Markous (Tecpetrol), el director Manuel García Mansilla, Carlos Seijo (Total), Emilio Nadra (CGC), Inés Sainz (Pampa Energía), y Pablo Vera Pinto (Vista Oil and Gas).
Omar Gutiérrez, abrió el encuentro señalando que se daba en el marco del trabajo realizado desde la entidad para “habilitar un espacio para construir una visión estratégica compartida por todos los actores de la actividad hidrocarburífera”. Y agregó que “sólo si está claro hacia dónde queremos ir, podremos dar también respuesta a las cuestiones que vayan surgiendo en el desarrollo específico de la actividad”.
El presidente de la CEPH, en tanto, agradeció la invitación y felicitó a quienes están dando un nuevo empuje a la OFEPHI, herramienta adecuada “para desplegar un trabajo conjunto con todos los sectores”.
Affronti también destacó que “es necesario el desarrollo de una industria que haga crecer nuestro país, a nuestras empresas, y a las regiones donde operamos en términos de cadena de valor y proveedores”.
El titular de la OFEPHI manifestó su acuerdo y dijo que “para nosotros es importante revincularnos de aquí para adelante con todos los sectores y actores energéticos”. El procedimiento elegido, dijo Gutierrez,“es el de acercar posiciones”, y también el difundir, de cara a la comunidad nacional, “el impacto de la actividad en el conjunto de la economía, ya que se trata de un sector que aporta a todos los otros sectores, perspectiva que no hay que perder de vista por mantener una visión coyuntural”. “Tenemos claro que hay una variable que debe ser el centro de nuestras preocupaciones: la inversión, que es el punto clave para lograr el desarrollo de la actividad”, destacó.
El volumen total de ventas de combustibles líquidos en el canal minorista de todo el país registró en febrero último un incremento de 3,9 % respecto del volumen de enero considerando una serie desestacionalizada, informó la Cámara de Expendedores CECHA.
Esta evolución permitió la continuidad de la recuperación de ventas posterior al impacto inicial de la pandemia del Covid-19, se indicó. Así y todo los volúmenes se ubican 11,1 % por debajo de los niveles de febrero del año pasado.
En el caso de las naftas, luego de la muy fuerte caída de volúmenes entre febrero (último mes completo previo a la irrupción de la pandemia) y abril del 2020, se produjo una recuperación ininterrumpida desde mayo hasta diciembre, aunque a diferentes ritmos, más acelerados al comienzo que al final de dicho periodo.
Luego de la caída registrada en enero de este año, la primera desde el comienzo de la recuperación, febrero volvió a registrar aumento de volúmenes, con un incremento del 2.6 % con relación a enero (sin estacionalidad), describió el presidente de CECHA, Gabriel Bornoroni, en declaraciones periodísticas .
En el caso del gasoil, la recuperación entre mayo y diciembre fue más lenta que en el caso de las naftas (luego de una caída menor en el arranque de la pandemia) pero, al igual que en el caso de las naftas, enero presentó la primera caída sustancial de volúmenes de gasoil con relación al mes previo, y en febrero revirtió esa caída, con crecimiento mensual del 5.1 % (sin estacionalidad).
A modo de referencia se indicó que en el caso del gasoil históricamente la estacionalidad revela ventas menores en febrero respecto de enero, y en el caso de las naftas la estacionalidad indica que las ventas suelen ser mayores en diciembre, pero en esto también influyen las regiones del país y el tipo de actividades que prevalen en ellas. Por eso la importancia de desestacionalizar los datos comparativos.
El analista económico Gastón Utrera acompañó la presentación del informe empresario señalando que “un análisis por jurisdicción provincial muestra incrementos mensuales en el volumen total de combustibles líquidos vendidos en el canal minorista que alcanzaron a 21 de las 24 jurisdicciones provinciales durante febrero”.
Con esta evolución, ninguna de las provincias ha recuperado todavía los volúmenes previos a la irrupción del Covid-19, aunque sólo una provincia no ha recuperado todavía ni siquiera la mitad del volumen perdido al inicio de la pandemia (Santiago del Estero), mientras que 9 provincias han recuperado más del 80 % del volumen perdido (CABA, Chaco, Chubut, Jujuy, La Rioja, Misiones, Neuquén, San Juan y Tucumán).
Al consolidar los volúmenes a nivel nacional, febrero de 2021 registró un nivel de ventas 11.1 % por debajo del registrado en febrero de 2020 en el caso del total de combustibles, y 8.7 % y 13.6 % por debajo en el caso de gasoil y naftas, respectivamente, se graficó.
En lo que respecta a la participación en el volumen minorista de ventas de gasoil por categoría, en febrero fue de 67,5 % de Gasoil G2 (común) y 32,5% del gasoil G3 (Premium). En tanto que en naftas, el 72,6 % fueron ventas de nafta súper y el 27,4 % de nafta Premium.
“De esta manera, afirmó Bornoroni, para la gran mayoría de las estaciones de servicio del país, los volúmenes de ventas continúan por debajo de los niveles previos a la pandemia, que ya habían caído durante los dos años previos como consecuencia de la recesión iniciada durante 2018”. Esto impide a dichas estaciones alcanzar sus puntos de equilibrio, comentó.
“Dado que, durante marzo de 2021, un conjunto importante de estaciones de servicio reportó las ventas de febrero fuera del plazo habitual, para el presente informe se utilizaron estadísticas de dos bases de datos publicadas sucesivamente por la Secretaría de Energía”, indicó Utrera.
Acerca de la situación de este rubro de actividad, Bornoroni señaló que “a pesar del repunte no cantamos victoria ya que venimos de dos años de receso pre Covid y llegamos a la pandemia sin espaldas para afrontarla, lo cual llevó a muchas estaciones de servicio a endeudarse”. “Nos preocupa el panorama que se presenta ahora por la segunda ola de la pandemia y sus efectos en la salud y en la actividad productiva”, señaló, estimando que “las restricciones a la circulación de la población no deberían ser como lo ocurrido el año pasado”.
En cuanto al presunto nivel de atraso en los precios de los combustibles en el mercado local, Bornoroni se limitó a señalar que “estaría en el 11 por ciento según dicen las petroleras”, y acerca del momento en que ello se trasladará a los precios al consumidor sostuvo que “eso no lo sabemos ni disponemos nosotros sino las petroleras proveedoras”.
Cabe referir que YPF anunció en marzo que tenía previsto incrementar sus precios en el 15 % acumulado a lo largo de tres meses para luego mantenerlos hasta fin del año. Hasta ahora practicó el primero de esos tres ajustes, del 7% promedio país a mediados de marzo, y las otras importantes empresas del rubro (Shell, Axion) hicieron otro tanto.
Combustibles e inflación
Asimismo, desde CECHA se comunicó la elaboración de un informe referido a la incidencia de los aumentos de precios de los combustibles en los incrementos de precios al consumidor de otros productos, principalmente alimentos.
Los datos revelados relativizan tal incidencia al punto de señalar que “si aumenta 10 por ciento el precio de naftas y gasoils la incidencia en el IPC es de menos de medio punto porcentual (0,45 %) promedio país”.
Según regiones, se indicó, tal incidencia varía, siendo de 0,38 % en el GBA; 0,56 % en Cuyo ; 0,46 % en la región Pampeana; 0,51 % en Patagonia; ,0,38 % en Noroeste, y 0,43 % en el Noreste, considerando el impacto directo en la canasta de consumo familiar.
En cuanto a la incidencia sobre los precios en góndola de los aumentos de precios del gasoil, utilizado para el autotransporte, el informe sostiene que “por cada 10 % de aumento, suben 0,17% la leche; 0,10 % los limones; 0,09 % las manzana; 0,08 % las gaseosas; y 0,02% las piezas de fundición.
GNC
En otro orden, y acerca del abasto y de la comercialización de GNC de uso vehicular por parte de los estacioneros, Bornoroni señaló que “estamos teniendo diálogo directo con la Secretaría de Energía y con el Enargas por este tema, procurando encontrar una salida ya que ahora estamos obligados a comprar el gas a las distribuidoras y no más a las productoras”. “Tenemos pendientes dos reuniones más con las autoridades y esperamos arribar a una solución que implique reducir el impacto de esta operatoria en el precio final del GNC”, remarcó.
El Jefe de Gabinete de Ministros, Santiago Cafiero, el ministro de Interior, Eduardo de Pedro, los gobernadores de Corrientes, Gustavo Valdés, y de Misiones, Oscar Herrera Ahuad, y el Secretario de Energía, Darío Martinez, estuvieron en Yacyretá para presenciar el inicio del hormigonado de la central Aña Cuá, que permitirá ampliar la capacidad de generación la hidroeléctrica binacional.
Al respecto, Martínez afirmó que “esto es posible gracias a la decisión que han tomado Argentina y Paraguay, a la impronta y la línea que nos da el presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, para poder avanzar en obras que son mucho más que cementar unas bases”.
Luego de precisar que “con una inversión de 400 millones de dólares, Yacyretá aumenta en el 9 por ciento la capacidad instalada para generar energía para el país”, el funcionario destacó además que la obra demandará hasta 3.000 puestos de trabajo”. “esa energía adicional va a posibilitar la apertura de nuevas industrias y nuevas empresas, generando nuevos puestos de trabajo”.
El acto se llevó a cabo en el brazo Aña Cuá del río Paraná y también contó con la participación del director ejecutivo de Yacyretá por Argentina, Ignacio Barrios Arrechea; el director por Paraguay, Nicanor Duarte Frutos y el embajador argentino en Paraguay, Oscar Domingo Peppo.
El jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, manifestó que “hoy vemos las obras, vemos cómo un proyecto pasa de un escritorio al territorio, y tenemos el privilegio de estar presentes en este momento histórico”. El proyecto tuvo su primer diseño en 1999 y varios gobiernos prometieron su realización.
Las obras civiles para la ampliación de la Represa Hidroeléctrica Yacyretá, con la maquinización del vertedero Aña Cuá, iniciaron en junio de 2020. Están a cargo del consorcio integrado por las empresas Astaldi, Rovella-Carranza y Tecnoedil (que ganó la licitación al presupuestar 193,2 millones de dólares) con gerenciamientos a cargo de los Estados miembros de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY).
La obra para el aprovechamiento hidroeléctrico del vertedero Aña Cuá tienen un plazo de ejecución de cuatro años (50 meses), promoverá 800 nuevos empleos directos y más de 2.500 puestos de trabajo indirectos; dinamizando las economías de las ciudades de Ituzaingó (Corrientes) y Ayolas (Paraguay) en ambas márgenes del río.
Los trabajos contemplan la construcción de la central que alojará tres turbinas tipo Kaplan que aumentarán en 270 megavatios hora la potencia instalada de Yacyretá, equipada con 20 turbinas similares que totalizan 3.200 MV y aportan al sistema eléctrico nacional 20 mil GWh anuales, en condiciones normales de operación.
Al final de marzo se avanzó en toda el área de 49.276 metros cuadrados de superficie y 45 metros de profundidad a ser intervenidas con excavación a través de voladuras controladas que se iniciaron el 28 de enero y continuarán en paralelo a los trabajos de hormigonado: el 73% del suelo a ser retirado es roca que será reutilizada en la obra.
El suelo rocoso producido con las voladuras y las excavaciones, previo paso por la planta trituradora de piedras, comenzará a ser reutilizado en la construcción de la misma Central Hidroeléctrica a partir de la etapa de hormigonado que está iniciando.
La planta de hormigón (secundaria) que comenzó a proveer material a la obra tiene una capacidad para producir 80 M3 de pastón de hormigón por hora. En toda la represa se colarán 286.000 M3 de hormigón, se utilizarán 90.000 toneladas de cemento y 12.000 toneladas de hierro en barras. Se inicia con el hormigonado de los pilotes que sostendrán la futura nave central y las tareas de hormigonado tienen un plazo de ejecución de 30 meses.
La nueva Central Hidroeléctrica se construye al lado del vertedero de Aña Cuá y utilizará el agua acumulada en el lago de Yacyretá, la misma agua a la que se recurre para la generación de energía en la central principal. Es decir que no hay mayor impacto ambiental para la generación de más energía renovable, se indicó.
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) participó en la segunda jornada de la Audiencia Pública, convocada por el ENRE, que tuvo como objetivo principal definir una tarifa de transición para la distribución eléctrica de las empresas Edenor y Edesur.
Adeera insistió en que “resulta necesario recomponer el Valor Agregado de Distribución (VAD) y ajustarlo a la realidad de los costos para permitirle a las distribuidoras realizar las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y continuar con la mejora de la calidad de la prestación”.
“Existe un atraso de dos años en el ajuste del VAD, única fuente de ingreso de las compañías, que privilegiaron el servicio frente a otras obligaciones. La emergencia sanitaria agravó su situación, pero gracias al esfuerzo coordinado han logrado prestar adecuadamente el suministro eléctrico en sus áreas de concesión”, se destacó.
“Las distribuidoras deben contar con tarifas justas y razonables que les permitan obtener recursos suficientes para cubrir los costos reales de la prestación. La inversión en redes debe ser constante en el tiempo para sostener y mejorar la calidad con la que se brinda el suministro y para ello, se debe establecer un nivel de tarifas que asegure la sustentabilidad del servicio”, expuso el gerente de Adeera, Claudio Bulacio.
Adeera asistió a lo largo de los años en más de 120 audiencias públicas en todo el país para promover el mejoramiento de la distribución de la energía eléctrica.
ADEERA está conformada por 48 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 40.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en la Argentina.
AXION energy presentó su nueva plataforma diésel, con menos de 10 ppm de azufre en sus dos calidades en todas las estaciones de servicio del país. Millonaria inversión para ser la primera y única compañía en hacerlo.
Desde el 1 de abril las estaciones AXION energy de todo el país ya no ofrecerán un diésel que contenga más de 10 partes por millón de azufre, en línea con el camino que se trazó de elaborar productos innovadores y de mayor calidad del mercado. Su AXION DIESEL X10 desplazó de los surtidores al diesel común de 500 partes por millón para igualar en tecnología a cualquier otro diésel premium de otras empresas del mercado, pero a un menor precio, a la vez que mantiene su QUANTIUM DIESEL X10 como el diésel de mayor calidad del mercado.
“Somos la primera y única compañía de energía en ofrecer nuestras dos opciones de diésel con ultra bajo contenido de azufre”, anunció hoy Hernán Pompozzi, gerente ejecutivo de Calidad de AXION energy.
“Cuanto menor contenido de azufre tenga el diésel, menores emisiones genera, mayor es la economía del combustible y más aumenta la vida útil del motor al disminuir considerablemente la corrosión”, explicó el especialista.
Los autos, camionetas y camiones que carguen diésel en las estaciones de servicio de AXION energy pueden elegir entre QUANTIUM DIESEL X10, el diésel que con un paquete de aditivos innovador brinda el mayor rendimiento del mercado, y el AXION DIESEL X10. Ambos combustibles son aptos para todo tipo de vehículo diésel y están especialmente recomendados para los equipados con tecnología EURO V o superior.
La nueva plataforma diésel de AXION energy se produce en la refinería que la compañía tiene en el país, en la cual invirtió 1.500 millones de dólares para mejorar aún más la calidad de sus combustibles e incrementar el volumen de su producción.
El azufre es el principal agresor de metales en un motor e impacta en el medio ambiente. El nuevo diésel de Axion extiende la vida útil del motor entre un 30 y 40% y reduce las emisiones asociadas al uso del vehículo. Además, logra una considerable menor emanación de humos blancos en el arranque y menor emisión de hollín respecto de un diesel de 500 partes por millón de azufre.
Las regulaciones nacionales e internacionales tienen como objeto reducir el impacto de los combustibles en el medio ambiente. La trascendencia del anuncio de la compañía es que en Argentina, para 2024, se exigirá que el diésel de menor calidad tenga recién 350 partes por millón de azufre. “Tres años antes, como ninguna otra empresa, ya lo tenemos y en menos de 10 partes por millón. Nuestra diferencia es abismal”, subrayó Pompozzi.
AXION DIESEL X10 está específicamente formulado para que el vehículo funcione de manera eficiente y proteja al motor reduciendo costos de mantenimiento y de combustible.
“Este nuevo producto cumple con especificaciones EURO 5, como los diesel de grado 3, pero un precio menor que los diesel premium existentes en el mercado”, señaló Pompozzi.
QUANTIUM DIESEL X10, a diferencia del nuevo AXION DIESEL X10, tiene un paquete de aditivos innovador y superior a los del mercado, lo que le permite limpiar el motor al 100% en solo un tanque y rendir más kilómetros por litro.
AXION DIESEL X10 es un producto nacional, íntegramente elaborado en la refinería de AXION energy en Campana, 80 km al norte de la ciudad de Buenos Aires. Una inversión millonaria amplió y transformó esa planta para convertirla en la más moderna de Sudamérica, donde desde hace unos meses la compañía produce localmente diesel con 10 partes por millón de azufre, un producto que hasta la puesta en marcha de sus nuevas unidades la Argentina debía importar para satisfacer la demanda de los modernos motores que exigen esa calidad de combustible.
Con la modernización y ampliación de su refinería, AXION energy logró incrementar en 60% su capacidad de producción de gasoil y 50% de naftas, además de mejorar su calidad para llevarlos a los mayores estándares del mundo y anticiparse tanto a las exigencias regulatorias argentinas que entrarán en vigor dentro de tres años como a las necesidades de los clientes.
Con más de 150 oradores inscriptos, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad activó la audiencia pública para considerar las propuestas de Transición Tarifaria presentadas por las distribuidoras en el Area Metropolitana de Buenos Aires, Edenor y Edesur.
No hubo lugar para lo imprevisto: las licenciatarias del servicio expusieron sus razones para solicitar un incremento del cargo VAD (Valor Agregado de Distribución) que forma parte de la estructura que componen la factura, y las organizaciones sociales y de usuarios y consumidores rechazaron los argumentos empresarios manifestándose contrarios a cualquier reajuste tarifario, en razón de la delicada situación social y económica en el país, agravada por la Pandemia del Covid19 .
Algunos legisladores nacionales y representantes de gobiernos municipales bonaerenses consideraron inadecuado ajustar tarifas en este contexto, cuestionaron la calidad del servicio a cargo de las compañías, y pidiendo al Ente Regulador mayores controles para con la ejecución de inversiones en la infraestructura del sistema eléctrico.
En la apertura de la Audiencia, la interventora Soledad Manin, sostuvo que como consecuencia de la Revisión Tarifaria Integral del año 2016, “las tarifas resultantes no fueron justas, ni razonables, ni transparentes, los incrementos en cuatro años promediaron 730 % y 3.222 % en términos nominales, hasta que en 2019 se congelaron por la imposibilidad de pagar para muchos usuarios“.
Manin también se refirió también a la insuficiencia de inversiones ya que las que se realizaron, afirmó, “no tuvieron impacto en una mejora sustantiva de la calidad del servicio, a pesar del aumento de las tarifas”.
“La implementación de la política tarifaria para el sector por parte de Cambiemos no resultó adecuada. No sólo por su impacto económico, ya que queremos un servicio de electricidad para una vida digna, y que acompañe al proceso de crecimiento de la economía del país”, señaló.
Manin agregó que “la inviabilidad de la RTI de 2017 llevó a plantear hasta el pago en 48 cuotas del VAD (post devaluación en el 2018)”. ”Los asalariados, pasivos, comercios e industrias pymes estuvieron cada vez más complicados para cumplir con el pago de sus facturas”, recordó.
La Interventora refirió que el objetivo que se procura es “garantizar la prestación de un servicio con calidad para todos, y que la tarifa no sea una pesada carga sobre los usuarios”.
“Encaramos un periodo de transición por los próximos dos años y habrá nuevas reglas para las empresas transportistas y distribuidoras, con recursos económicos (Fondo Específico administrado por el Estado) para que las empresas ejecuten obras ”. Para ello se analizó el flujo de fondos de las compañías, agregó.
Desde Edesur, su presidente Juan Carlos Blanco afirmó en la audiencia respecto a la RTI 2016 que “el incremento de la tarifa resultante fue destinado a eliminar subsidios del Estado y no significaron mayores ingresos para la compañía”.
“El problema son los aumentos de costos en un contexto de inflación, con tarifas congeladas desde marzo de 2019”, explicó. Y describió que en el período de congelamiento la inflación mayorista fue de 121 % y la minorista 95 %.
Para preservar el servicio, “los ingresos deben mejorar vía aumento de tarifas, incrementos de subsidios, o una combinación de ambos”, opinó Blanco.
Y agregó que “hemos presentado al ENRE para la transición 2 alternativas de solución que pueden combinarse (tarifas más subsidios) con la finalidad de contar con los recursos necesarios para brindar un servicio de calidad”.
Una es el recupero tarifario, a partir de abril y con una actualización en agosto, del 34 % para las tarifa residencial, y del 45 % promedio para las tarifas del resto de las categorías. Se trata de una actualización del VAD más incrementos en costos de generación. La otra alternativa, indicó Blanco, es vía subsidios por un monto de 34.200 millones de pesos .
También “deberá ser evaluada una Tarifa Social como la propuesta por ADEERA para proteger a las personas de menores ingresos” agregó el directivo de Edesur.
Por su parte, Ricardo Torres, presidente de Edenor , rescató a la RTI de 2016 “que se hizo con 15 años de atraso, y se dejó de aplicar en agosto de 2019”, señaló. “Estas tarifas no están dolarizadas sino pesificadas”, añadió.
Acerca de la estructura tarifaria del sector, Torres puntualizó que “el 43 % corresponde al costo de la energía, 33% a la distribución y el transporte, y el resto a impuestos”.
“El incremento de la tarifa ocurrida en los últimos años no fue para Edenor, afirmó, y refirió que en 2020 los ingresos de la compañía fueron de 34.300 millones de pesos.
El directivo hizo mención a “inversiones realizadas por la compañía que redundaron en mejoras en la calidad del servicio” pero señaló que por la merma de ingresos “el déficit previsto por la compañía para este año no será menor a los 20 mil millones de pesos”. “Edenor ha tenido que volver a endeudarse con el MEM”, señaló en relación al no pago de la energía que le entrega CAMMESA.
Frente a ello, Torres planteó que tal situación se salda vía “actualización de la tarifa o con subsidio directo del Estado” . “No somos partidarios del subsidio generalizado porque creemos que quien puede pagar debe pagar”, afirmó.
Y planteó que una propuesta tarifaria de transición para la empresa “hasta que se resuelva otra RTI”, representaría “un aumento de 28% para usuarios residenciales con un consumo de hasta 300 Kwh por mes”, y de 31 % promedio para el resto.
También se propone modificar la estructura tarifaria para la categoría Residencial “de manera que las facturas tengan un costo fijo uniforme y dos costos variables”, corrigiendo distorsiones en la facturación actual.
Así las cosas, el ENRE combinaría desde abril una suba de tarifas menor a las que pretenden las empresas distribuidoras, (también debe resolver acerca de la tarifa para el transportador) con una actualización que sería semestral, y un fondo de asignación específica para obras en el sector, administrados por Energía.
En los días previos a esta audiencia desde el ENRE se había advertido que “de las presentaciones que formularon las empresas se desprende una propuesta de aumento de los ingresos de las concesionarias y una reducción en la inversión a realizar, lo que repercutirá en detrimento en la calidad del servicio”.
Ocurre que Edesur reclamó $ 22.160.000.000 en concepto de ingresos no percibidos por el congelamiento tarifario que data de 2019, y presupuestó entonces un aumento de 253 % en el VAD (margen de ingresos de la empresa descontando la compra de energía), con respecto al 2020, siendo para el 2021 un total de $ 54.000.000.000.
Por su parte, Edenor reclamó $ 38.477.000.000 por ingresos no percibidos. La propuesta de aumento sobre el VAD es en este caso del 109 % respecto del vigente al 2020, alcanzando un total de $ 61.000.000.000 para el 2021.
Tales guarismos se modifican a la baja si fuera el caso de que las distribuidoras dejaran de reclamar lo que no percibieron desde los meses de pre-pandemia, último tramo del gobierno de Cambiemos.
Asimismo, el ENRE indicó que esa distribuidora propone una reducción en la cantidad de categorías para las Personas Usuarias Residenciales, un cambio en la estructura tarifaria con el objetivo de dotar de mayor previsibilidad sus ingresos y que, de aplicarse, generaría un incremento del 157 % en las facturas de casi 800.000 personas, calculó el Ente.”
A pesar de solicitar aumentos, señaló el Ente, “ambas distribuidoras exigieron disminuir los indicadores de calidad, proponiendo para los semestres del 2021 los establecidos en la Revisión Tarifaria Integral (suspendida) para los dos semestres del 2019, y para el 2022 los fijados para el año 2020”.
Tecpetrol anunció la designación de Ricardo Markous, Director General de Desarrollo de Negocios, Gas & Power y Comercialización, para suceder a Carlos Ormachea como CEO de la empresa a partir del 1 de abril de 2021.
Markous es ingeniero civil de la UBA y tiene una Maestría en Management de la Universidad de Stanford. Está al frente del desarrollo de negocios, gas & power y comercialización de Tecpetrol en Argentina desde 2005. Con 40 años en el Grupo Techint, previamente a esta posición ocupó diversos puestos ejecutivos como la dirección de la División Gas del Grupo Techint y la dirección de Transportadora Gas del Norte (TGN).
“Con el equipo que formó Ormachea y con activos en la Argentina, donde destaco Fortin de Piedra en Vaca Muerta por su impacto en el mercado de gas; y en Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú y Venezuela, Tecpetrol va seguir siendo un actor clave en el desarrollo energético en la región”. “Aspiramos además a participar en la transición energética regional, poniendo en valor el conocimiento de Tecpetrol y del resto del Grupo Techint”, dijo Markous, futuro CEO de Tecpetrol.
Luego de 17 años como CEO de Tecpetrol y más de 40 años en el Grupo Techint, Carlos Ormachea continuará como Chairman de Tecpetrol. Durante su gestión, la empresa logró una estratégica transformación, destacándose en los úlitmos años el desarrollo del yacimiento gasífero de Fortín de Piedra en la cuenca de Vaca Muerta en Argentina.
En un tiempo récord de 18 meses y con una inversión de más de 2.100 millones dólares, ese yacimiento de gas no convencional logró pasar de 0 (cero) a una produccción 17,5 millones de metros cúbicos diarios de gas aportando el 13% de la producción argentina de gas. Esto fue resultado de la consolidación de un gran equipo de trabajo con capacidades financieras, comerciales, operativas y de producción que logró concretar un proyecto de largo plazo que generó desarrollo de la cadena de valor energética, empleo local y valor para los consumidores de gas y para la compañía.
“Con un profundo conocimiento del mercado energético, Ricardo es un gran líder que continuará impulsando el crecimiento de Tecpetrol y el desarrollo de su gente. Ricardo ha participado en los proyectos más importantes de la compañía en Argentina, México y Perú y su contribución ha sido clave para el logro de los objetivos propuestos”, destacó Ormachea, Chairman de Tecpetrol desde abril.
Tecpetrol se dedica a la exploración, producción, transporte y distribución de hidrocarburos, y a la generación de energía eléctrica. Tiene operaciones en Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú y Venezuela. Cuenta con más de 20 áreas operadas, más de 750 pozos de producción, 170.000 barriles equivalente por día, 3.400 millones de pies cúbicos diarios de capacidad de transporte de gas y 9.000 kilómetros de extensión de gasoductos operados.
Las empresas transportadoras de energía eléctrica nucleadas en la ATEERA puntualizaron su desacuerdo con los cuestionamientos formulados por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad respecto de la Revisión Tarifaria Integral realizada en el año 2016, al tiempo que solicitaron al ENRE un incremento del monto que perciben por dicho servicio que al menos les garantice “cubrir los costos de operación y mantenimiento y el pago de los impuestos que rigen para el sector”.
En la Audiencia Pública realizada por el Ente Regulador para considerar las “tarifas de transición” en el rubro, en el marco de la Ley de Emergencia económica y social vigente desde diciembre de 2019, la Asociación empresaria de transportadores de electricidad dejó en claro que “no comparte el informe del ENRE y resalta la validez y legalidad de la RTI de 2016”, que es duramente cuestionada por las actuales autoridades del Organismo Regulador luego de auditar lo realizado en materia tarifaria durante el gobierno de Cambiemos.
En la apertura del encuentro, la interventora Soledad Manin, refirió que las tarifas de suministro de electricidad aumentaron 3.200 % entre 2015 y 2019, y que en toda la cadena del servicio las empresas registraron fuerte ingresos, mientras se produjo “un relajamiento en los parámetros de calidad e inversiones”.
Manin señaló que “ahora el objetivo es garantizar el funcionamiento de este servicio público sin cargar a los usuarios con tarifas exorbitantes”. Ratificó un proceso de transición de dos años hacia una nueva RTI, y sostuvo que la energía es un recurso y un servicio “que tiene que acompañar al crecimiento de la economía”.
Por su parte, al exponer en la Audiencia, ATEERA puntualizó que “atentos a la emergencia estas empresas deciden postergar su rentabilidad hasta que se defina una nueva RTI”, objetivo que espera se concrete en 2022.
Poco antes, Transener (que tiene por accionistas a la estatal IEASA y a Pampa Energía al 50 % cada una) solicitó en la Audiencia un incremento de 33 % para 2021 y 29% para 2022 en compensación por la variación de costos operativos, el pago de la masa salarial y el equipamiento que requiere mantener la calidad del servicio, mientras se avanza con la nueva RTI.
“La empresa sólo distribuyó dividendos en dos de los últimos 18 años”, refirió el representante de la compañía que opera una red de extra alta y alta tensión de casi 15 mil kilómetros y 58 estaciones transformadoras.
Desde estas empresas se consignó “el bajo impacto que tiene el costo de este componente en la estructura tarifaria del sector”. “19 pesos por cada 1.000”, graficaron. Pero desde el gobierno observan la cuestión tarifaria como un todo en el cual deben considerarse que porción de posible incremento irá a la factura y cual será a solventar vía subsidio estatal.
Otros participantes no empresarios, legisladores y representantes de entidades de consumidores, plantearon su “oposición a cualquier aumento de estas tarifas”, argumentando “el aumento que registraron durante el gobierno anterior, mientras cayeron los ingresos de los asalariados, todo agravado luego por la Pandemia” (del Coronavirus).
A su turno, los representantes de las distribuidoras (ADEERA), de las generadoras (AGEERA), y de la seminueva Cámara Eólica Argentina, sostuvieron que las transportadoras “deben contar con ingresos suficientes y adecuados, calculados según la Ley Marco 24.065”, para poder preservar el servicio a su cargo.
“Transportadoras y distribuidoras han sido muy afectadas por el congelamiento de las tarifas” (que data de abril de 2019), señalaron, pocas horas antes de otra audiencia pública convocada por el ENRE para analizar las tarifas de transición para Edenor y Edesur..
La ATEERA nuclea a las transportadoras en alta tensión Transener, Trasnoa, Trasnea, Transpa, Transcomahue, Districuyo, Transba, Yacylec y Litsa, entre las mas importantes, operan una red de 32 mil kilómetros de extensión y más de 700 estaciones transformadoras (Sistema Argentino de Interconexión) para vincular las usinas generadoras de todo tipo de fuente con las distribuidoras lta domiciliarias de electricidad en todo el país.
Esta Asociación posee el 20% del control de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). Las distribuidoras en ADEERA, las generadoras de AGEERA y los Grandes Usuarios en AGUEERA tienen 20% cada una en CAMMESA, y la Secretaría de Energía el 20% restante. Este esquema fue ideado en 1992, cuando se privatizó el servicio público de electricidad.
Algunos especialistas (IESO) hicieron hincapié en que “Transener es controlada en su faz técnica por Cammesa, lo cual es al menos una contradicción ética” , por lo cual consideraron que “el gerenciamiento de esta compañía administradora debería pasar al Estado nacional”.
Raízen Argentina -licenciataria de la marca Shell- inauguró su nueva planta de propelentes emplazada en la Refinería de la localidad de Dock Sud, Avellaneda, con la presencia del Presidente de la Nación, Alberto Fernández.
La capacidad total de producción de la nueva unidad es de 40.000 toneladas anuales, que serán destinadas principalmente a mercados de exportación y también a clientes locales.
La planta integra el plan de inversiones que Raízen Argentina anunció en octubre del año pasado por un total de U$ 715 millones para el período 2020-2023. Su construcción demandó un total de 15 meses, período durante el cual trabajaron más de 100 personas, y en su diseño y montaje intervinieron más de 10 PyMES argentinas de distintos rubros.
El presidente Alberto Fernández realizó un recorrido por la planta y mantuvo una reunión con directivos de la empresa quienes lo interiorizaron del curso de las inversiones planificadas. Estuvo acompañado además por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez; el Embajador de Argentina en Brasil, Daniel Scioli; el subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni; y el intendente de Avellaneda, Alejo Chornobroff.
Por la empresa operadora –de origen brasileño, asociada con Shell- participaron Rubens Ometto Silveira Mello, presidente del Consejo de Administración del Grupo Raízen; Luis Henrique Guimaraes, presidente del Grupo Cosan; y Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina.
En el acto, Lacroze destacó que “El inicio de este negocio refleja nuestro compromiso de seguir creciendo dentro del país mediante nuevas inversiones, y reafirma nuestra confianza para fomentar el desarrollo económico y contribuir con el crecimiento de la matriz energética de la Argentina”.
“Mediante este plan de inversiones que anunciamos en octubre del año pasado, en Raízen desarrollaremos una nueva línea de producción de combustibles; aumentaremos la capacidad de procesamiento en la refinería; ejecutaremos distintos proyectos vinculados con la modernización de unidades y con la innovación en productos como éste caso de la planta de propelentes y expandiremos nuestra gran red de estaciones de servicio en el país”, describió el directivo.
Por su parte, el Presidente Fernández señaló que “lo que estamos viendo acá es una inversión de más de 700 millones de dólares a desarrollarse en los próximos tres años. Y eso es muy importante porque es el trabajo de todos ustedes y el trabajo de muchos otros, que serán necesarios para generar más producción”. “Agradezco y valoro la confianza en el país. Tenemos que seguir trabajando juntos”, dijo el Presidente.
El nuevo edificio requirió una inversión de ocho millones de dólares para producir propelente, que es un gas formado por 80 por ciento butano y 20 ciento propano, de uso en envases de cosmética, y otros rubros.
Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen (Brasil), del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas son 50/50 Shell y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, en Dock Sud, la planta de Lubricantes en el barrio de Barracas, la red de estaciones de servicio con más de 780 bocas de expendio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución en el país.
La energética GENNEIA concretó el ingreso a operación comercial del parque eólico Chubut Norte II , proyecto destinado a grandes usuarios de energía eléctrica, que recibió la habilitación de CAMMESA para operar desde la hora 0:00 del sábado 27 de marzo.
La concreción del proyecto demandó una inversión de 39 millones de dólares, tiene una potencia instalada de 26,28 MW, generará 120 GWh anuales, orientados al Mercado a Término de Energías renovables.
El nuevo CEO de la compañía, Bernardo Andrews , destacó que “con Chubut Norte II ya son quince los proyectos renovables que hemos finalizado en Genneia durante los últimos cuatro años, lo cual representó una inversión de más de 1.100 millones de dólares”.
El Parque cuenta con seis aerogeneradores de 4,4 MW de capacidad cada uno, que se destacan por su altura y potencia. La energía producida en Chubut Norte II abastecerá a varias empresas, entre ellas, Bimbo, Cargill, Royan Canin, Banco Macro y VASA.
En este sentido, Andrews expresó que “sumamos un nuevo parque eólico al Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER) y este hito nos brinda una enorme satisfacción porque desarrollos de este tipo permiten aspirar a una economía más sustentable, incorporando energías limpias”.
“ Y a la vez, agregó, ofrecer a las empresas una matriz energética más equilibrada porque, como sabemos, cada vez son más las organizaciones que quieren producir o generar servicios consumiendo energía eléctrica de fuentes renovables”.
Así, Chubut Norte II se sumará a los parques eólicos Rawson III, Pomona II y Villalonga II de Genneia, los cuales fueron asignados bajo contratos MaTER. En este marco, la empresa entregará energía a clientes privados en el orden de los 290.000 MWh al año; apostando al aumento de las energías renovables en el país y a una transición de la matriz energética nacional.
El parque funciona en el mismo predio donde ya operan el Parque Eólico Chubut Norte I de la compañía y los proyectos Chubut Norte III y IV, puestos en marcha semanas atrás. Para la construcción del complejo de generación se requirieron 700 empleos directos en el mes de máxima actividad. Más del 75% de la mano de obra fue local y participaron en el proyecto un gran número de proveedores de la región.
Genneia detenta el 25% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector. La empresa actualmente cuenta con una potencia de 783 MW en energía eólica; y supera los 850 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW), lo que lleva a 1.200 MW su potencia instalada.
En Pilar (Buenos Aires) funciona su Centro de Control Operativo (CECO), que permite maximizar la performance, predecir fallas y suministrar energía eléctrica eficaz, sin sufrir alteraciones.
Reciben más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y 3 centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos sus clientes de forma integral.
Poco días antes de la realización de las audiencias públicas convocadas por el ente nacional ENRE para considerar la modificación de las tarifas del transporte y la distribución de electricidad en el Area Metropolitana de Buenos Aires, a cargo de Edenor y de Edesur, el Gobernador bonaerense, Axel Kicillof, anunció una actualización de la tarifa eléctrica en el interior de la provincia, y el envío de proyectos de Ley en el marco del Plan de Reactivación Productiva.
“Los vencimientos de deuda en dólares que se acordaron y los compromisos firmados por el gobierno anterior para la actualización de tarifas energéticas, han resultado impagables para el Estado, los hogares y las empresas de la provincia de Buenos Aires”, afirmó el gobernador.
Respecto a las tarifas eléctricas, Kicillof señaló que “luego de un congelamiento que lleva un año y medio, hemos decidido un incremento del 7% que regirá a partir del mes de abril”. “No estamos dispuestos a convalidar lo que había firmado el gobierno anterior, porque implicaría hoy un aumento impagable para los y las bonaerenses del 217%”, indicó.
Durante los cuatro años anteriores los usuarios debieron afrontar subas de hasta un 3.500 %, se indicó. En ese contexto, Kicillof expresó que “llevamos adelante auditorías porque dolarizaron y subieron escandalosamente las tarifas, pero no controlaron que las empresas realizaran las inversiones a las que se habían comprometido, por lo cual no mejoraron los servicios, sino que aumentaron sus ganancias”.
Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni remarcó que “durante la gestión anterior hubo un aumento de tarifas acompañado por una mayor rentabilidad de las empresas, pero si no hay un Estado presente que controle, los resultados no se ven reflejados en una mayor inversión que permita un mejor servicio para los y las bonaerenses”, añadió.
“Nuestra función desde el Estado es controlar que las empresas realicen las inversiones cos mprometidas para mejorar el tendido eléctrico, al tiempo que se paguen tarifas justas y razonables”, detalló el Gobernador, en tanto que anticipó que “ya se está trabajando para iniciar en 2022 una nueva revisión integral que cumpla con esos principios”.
En lo que se refiere a las tarificar una actualización semestral para Edenor y Edesur, desde el ENRE se anticipó que el criterio analizado es el de aplicar una actualización semestral de los cuadros, articulada con los niveles de subsidio que se dispongan desde el ministerio de Economía por presupuesto. Ello, hasta tanto se avance en una Revisión Tarifaria Integral (RTI).
La Comisión Directiva del IAE Gral. Mosconi, que encabeza el ex Secretario de Energía Jorge Lapeña, consideró “insólita” la convocatoria a una audiencia pública para discutir la política de subsidios del gobierno nacional en lugar de tratar el precio del gas y advierte que “sin una política tarifaria articulada, el Transporte y la Distribución de gas natural podría encaminarse a una quiebra generalizada, algo inaceptable por tratarse de un servicio público esencial”.
Las Audiencias
El 15 y 16 de marzo se realizaron las primeras audiencias públicas para el sector del gas natural, lo que marca que el gobierno comienza a transitar un intento de salida al congelamiento tarifario que, como viene adelantando el Instituto Mosconi, sumergió al sector en una cuasi cesación de pagos, provocó fuertes pérdidas a las empresas de servicios y generó deudas al interior del sector que solo podrán pagarse con mayores subsidios.
El proceso de audiencias comenzó el 15 de marzo con la convocatoria de la Secretaria de Energía a tratar la porción del precio del gas que el Estado tomara a su cargo, mientras el 16 de marzo se realizó la audiencia convocada por ENARGAS destinada a determinar tarifas de transición en Transporte y Distribución.
El título de la primera audiencia fue claro: “Tratamiento de la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que el Estado Nacional tomará a su cargo en el marco del “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – esquema de oferta y demanda 2020-2024”.
Por lo tanto, el objetivo no fue tratar el precio del gas natural, como lo marca el fallo de la Corte Suprema de la Nación , sino que se puso en discusión de forma insólita la política de subsidios del Estado Nacional, un tema que es potestad del Congreso de la Nación y que fue discutido en oportunidad de la Ley de Presupuesto 2021.
Por su parte, el documento técnico que presentó la Secretaria de Energía, y que se encuentra disponible en su página web, indica que para cumplir con la Ley de Presupuesto 2021 el precio del gas que paga la demanda deberá aumentar entre un 42 % y 63 %, que por su sola incidencia en tarifa final implicaría aumentos del 17 % al 23 % a los usuarios.
Sin embargo, la falta de tratamiento del precio del gas en el marco de la audiencia fue observado por un importante número de expositores que hicieron énfasis en la imperfecciones en el mercado de gas que derivan de una fuerte concentración en pocas empresas, la falta de participación de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC) en el proceso de adjudicación de volúmenes realizado en octubre de 2020 y sobre la ausencia de informes técnicos oficiales y púbicos que identifiquen costos de producción local del gas y que justifiquen la determinación del precio tope utilizado en la compulsa de precios del Plan Gas.Ar.
En tanto, la Audiencia 101 convocada por el ENARGAS se limitó a la presentación empresaria de sus propuestas para establecer las denominadas “tarifas de transición” respecto a los cargos fijos y variables del servicio de Transporte y Distribución.
Las 9 distribuidoras y las 2 transportistas dejaron en claro que el atraso tarifario producto de ajustes no aplicados alcanza el 130%, pero solicitaron como “tarifas de transición” aumentos en promedio del 56%, necesarios para mantener operación e inversiones de los servicios concesionados. Estos aumentos tendrían un efecto en tarifa final del orden del 15% aproximadamente.
La totalidad de las empresas manifestaron que sin actualización tarifaria, el 2021 cerraría con enormes pérdidas y sin recursos para enfrentarlas, y manifestaron incertidumbre respecto al abastecimiento de los volúmenes de gas necesarios para cubrir el pico del consumo de invierno. Esto se traducirá en restricciones para los usuarios.
1 Fallo CEPIS: “… en la situación actual el Estado intervino fuertemente en la fijación del PIST y por lo tanto debe someterlo a una audiencia pública porque es una decisión que, claramente, escapa al mercado”. En resumen, si sumamos los aumentos solicitados por la Secretaría de Energía para cumplir con el presupuesto 2021 y los requerimientos de las empresas como tarifas de transición, la tarifa final de usuarios residenciales debería aumentar entre un 50% y 60%.
Es bueno recordar que la regulación del gas natural, cuyo marco lo establece la Ley 24.076 y accesorias, utiliza el método de precio tope (Price cap), para la fijación de las tarifas reguladas de transporte y distribución. Este método se sustenta en la generación de incentivos a la eficiencia, a la inversión y en la transparencia de la información.
La intervención de los ENTES reguladores y el congelamiento tarifario imperante en un entorno de alta inflación, transforma cualquier mecanismo de fijación de tarifas en un “hibrido” que funciona a expensas de decisiones arbitrarias de los interventores.
Una situación que a todas luces va en contra cualquier proceso de inversión que los usuarios terminaremos pagando más temprano que tarde con peor calidad de servicio.
Asimismo, la situación actual no solo rompe las renegociaciones de contratos alcanzados con las empresas de servicios en 2017, sino que abre la puerta a contingencias jurídicas futuras para el Estado Nacional
Las Audiencias se dieron en un marco de evidente falta de coordinación entre los organismos involucrado (la Secretaría de Energía de la Nación y ENARGAS), que parecen estar discutiendo la política tarifaria del gobierno en el marco de las Audiencias Públicas y con los usuarios como espectadores.
Resulta insólita la convocatoria del gobierno nacional a discutir la política de subsidios del gobierno nacional, en lugar de discutir el precio del gas. La Audiencia dejó muchas preguntas al respecto: ¿Puede considerarse la compulsa de precios en el marco del Plan Gas.Ar un mecanismo de mercado? . ¿es el precio adjudicado el fiel reflejo de la libre interacción de la oferta y la demanda? . Si la respuesta es negativa ¿sería necesaria una nueva audiencia para tratar el precio del gas en conjunto con las tarifas de transporte y distribución, tal como lo mando la CSJN?.
Son demasiadas preguntas a las que las Audiencias no dieron respuesta y que dejan en evidencia la falta de política de precios, tarifas y subsidios del Gobierno Nacional. Tanto las “tarifas de transición” como el nuevo precio del gas comenzarían a regir a partir de abril. Estos aumentos se verían potenciados por picos de consumo de inverno lo que se reflejaría en facturas residenciales con aumentos superiores al 100 % respecto a marzo de este año.
Difícilmente se apliquen estos aumentos en función de las premisas del gobierno para este año: “tarifas y alimentos aumentando por debajo de salarios”, en medio un proceso electoral y la posible segunda ola de COVID. Por lo tanto, aumentos inferiores a los propuestos implican mayores subsidios por dos vías posibles:
• El monto de subsidios a la oferta y demanda de gas natural del Presupuesto, habrá sido subestimada y por lo tanto se requerirán de partidas adicionales.
• Y las empresas de servicios agravarán su deterioro económico-financiero que, en un contexto de alta inflación, no tendrían otro rumbo que la cesación general de pagos que en el extremo implicarán mayores subsidios para mantener la continuidad del servicio.
En síntesis, sin una política tarifaria articulada, y en el contexto de congelamiento y alta inflación, el segmento regulado de la cadena de valor del gas natural podría encaminarse a una quiebra generalizada. Algo inaceptable tratándose de un servicio público esencial.
El IAE Mosconi reitera su preocupación por la prolongada e injustificada intervención de los entes reguladores, lo que representa una anomalía institucional de base de cualquier proceso de revisión tarifaria, el cual debe regirse por criterios técnicos, de eficiencia y transparencia, en un entorno de normalidad institucional.
La subasta en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para la provisión a CAMMESA de gas natural para generadoras en el mes de abril arrojó como resultado la oferta de suministro de 11 millones de metros cúbicos día, con precios en origen de 2,04 a 2,30 dólares el millón de BTU.
Los precios de ése gas puesto en el acceso al Gran Buenos Aires oscilaron entre 2,59 y 2,61 dólares el millón de BTU.
Las ofertas fueron de 1 Millón de metros cúbicos día desde Chubut ; 2,5 Millones desde Santa Cruz; 3,5 Millones desde Neuquén, y 4 Millones de metros cúbicos día desde Tierra del Fuego.
En la 130° reunión de la Comisión Federal de Escuelas Técnicas Pampa Energía presentó, a través de su Fundación, el recorrido virtual 360 a la Central Termoeléctrica Genelba, una manera interactiva y diferente de conocer una de las principales plantas generadoras de la compañía.
En la reunión que contó con la presencia del director del Instituto Nacional de Educación Tecnológica (INET), Diego Golombek y más de 50 subsecretarios, coordinadores y directivos, se realizó una demostración del recorrido, que es una solución digital que surgió durante la pandemia, para continuar con el programa de visitas a diferentes activos de Pampa.
“Entre 2017 y 2019, más de 5.500 personas visitaron nuestros activos. La pandemia nos obligó a cambiar muchas de cosas que veníamos haciendo de forma presencial, sin perder de vista el objetivo de seguir generando esa “cercanía”, afirmó Pablo Diaz, Director de RSE y Fundación Pampa.
Al respecto, añadió que “fue así como surgió el proyecto de realizar un recorrido virtual 360, una propuesta que logra que las personas puedan tener la experiencia de visitarnos y entender cómo funciona una Central Termoeléctrica”.
Por su parte Diego Golombek destacó que la compañía “tiene un genuino interés por colaborar con la educación técnica.” El INET, organismo dependiente del Ministerio de Educación de la Nación declaró de interés educativo este recorrido, por la utilidad que tendrá para la educación técnica secundaria y superior del país.
Acerca de Genelba
La Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, provincia de Buenos Aires, posee una potencia instalada total de 1.253 MW y cuenta con 2 ciclos combinados (compuestos por 4 turbinas de gas y 2 de vapor). Según datos de CAMMESA fue la planta de ciclo combinado más confiable del país en 2008, 2009 y 2010, y ganó el Premio Nacional a la Calidad 2013.
En 2020, con una inversión de US$ 350 millones, Pampa inauguró el segundo ciclo combinado, aumentando su capacidad y con la posibilidad de generar energía para 2.500.000 hogares.
Podrás ingresar a la visita desde este link https://www.pampaenergia.com/360-grados/
Facilitar el acceso al servicio de gas natural a organizaciones de la sociedad civil, realizando o mejorando instalaciones internas, es el objetivo que se marcó MetroGAS en su programa “Instalaciones Solidarias”, que suma más de 14 organizaciones beneficiadas en 3 años y hoy se potencia desde el trabajo en articulación.
Desde 2020 y en línea con su experiencia de trabajo en alianza, MetroGAS -la principal empresa de distribución de gas del país- se sumó a una mesa de gestión convocada por el Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS) con la participación del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y el Ministerio de Desarrollo Social de la Nación, conformando una alianza para potenciar el impacto del programa Instalaciones Solidarias.
De esta manera, se integró a la acción territorial la identificación de organizaciones sociales, lo que amplía la base de selección y evaluación de viabilidad, según criterios previamente definidos por MetroGAS en relación a aspectos sociales, legales y técnicos.
A la fecha, son 3 las organizaciones beneficiarias que se encuentran con obras activas y 1 en proceso de aprobación, para la instalación total de gas y habilitación de cocinas industriales, hornos, anafes, termotanques, y calefactores según el caso, impactando en 1.040 familias que están vinculadas a su servicio comunitario y de asistencia en alimentación. Estas son:
Asociación Civil y Recreativo de Primera Infancia “El Grillito”, en Almirante Brown; Asociación Civil Camino y Vida, en Lomas de Zamora, Comedor Luz de Alejandrina, en Florencio Varela y Luna de Chocolate, también en el partido de Almirante Brown.
En todos los casos, se trabaja con profesionales gasistas matriculados particulares a cargo de la instalación de llaves de paso reglamentarias, rejillas de ventilación, construcción de gabinete para medidor y la doble regulación requerida por el nivel de consumo, además de integrar a las organizaciones al panel de trabajo del Voluntariado Corporativo de MetroGAS ante campañas y acciones particulares.
“Estamos felices de potenciar el ritmo y alcance de Instalaciones Solidarias, un programa estratégico y muy querido en la compañía por su aporte al bienestar de personas, familias y organizaciones comunitarias, reflejando en la acción nuestra capacidad técnica y el trabajo en cercanía que nos caracteriza”, comenta Alejandro Di Lazzaro, Director de Relaciones Institucionales de MetroGAS.
“Contar con gas natural significa una mejor calidad de vida para nuestros chicos, significa contar con un lugar calentito, con meriendas reforzadas, con agua caliente, y poder cocinar, todo en un mismo espacio”, detalla Sandra Tapia, coordinadora del Centro Cultural y Recreativo “El Grillito”. “Estamos muy agradecidos a MetroGAS, primero porque pudimos hacer realidad un sueño de muchos años y, segundo, por el acompañamiento e involucramiento que tuvieron durante todo el proceso”.
El programa Instalaciones Solidarias forma parte de la estrategia de Sustentabilidad y Responsabilidad Social “Desarrollar, Cuidar y Compartir”, de la compañía.
El Poder Ejecutivo Nacional decidió incorporar dentro del objeto social de Integración Energética Argentina S.A. (Ex ENARSA) a la minería, el hidrógeno, su industrialización y el desarrollo tecnológico asociado.
El objetivo de la compañía será impulsar la producción primaria pero también su industrialización en el país, promoviendo clústeres y polos de desarrollo a lo largo de toda la Argentina que propicien nuevos eslabones de cadenas productivas y el agregado de valor, las nuevas tecnologías, el conocimiento y la interconexión entre distintas industrias, indicó IEASA .
Uno de los objetivos principales será el litio. Argentina, con un incipiente desarrollo de este estratégico recurso, es el cuarto productor y está entre los tres países con más reservas.
“En el marco de una transición energética mundial, es el momento clave para que el país incursione a escala en ese proceso industrial”, sostuvo el presidente de IEASA, Agustín Gerez, quien agregó que “a diferencia de lo ocurrido entre los años 2016 y 2019, la empresa recuperó la vocación por la cual fue creada en el año 2004, ser un vector de desarrollo federal con inclusión social para el país”.
El gobierno que encabeza Jair Bolsonaro decidió en forma unilateral, y comunicó a la Cancillería argentina, que “no renovará el Acuerdo de Transporte Marítimo entre Brasil y Argentina vigente desde 1985 “, y puntualizó que la caducidad del convenio se producirá en febrero de 2022.
La notificación data de febrero último y nada explica acerca de los motivos de tal decisión, encendiendo de inmediato luces de alarma entre las empresas navieras de ambos países, principales socios del bloque subregional Mercosur.
Los armadores argentinos y brasileños autorizados a operar en los tráficos cubiertos por la ley argentina 23.557 y decreto brasileño 99.040/90 se reunieron en el Servicio de Transporte Marítimo Argentina-Brasil (SEMABRA), sede Buenos Aires, y se abocaron a explicar las consecuencias económicas y la afectación en materia de política de transporte que traerá aparejada la concreción de esta medida.
Plantearon sus expectativas en que el tema se analice y discuta también políticamente en el ámbito del Mercosur (de cuya creación se cumplen 30 años) y emitieron un documento conjunto cuyo texto señala:
1. Las empresas navieras que participan de este Acuerdo, representan la casi totalidad de las Flotas Mercantes de ambos países; y estos tráficos marítimos, al igual que su proyección natural al Mercosur, sumado a los cabotajes nacionales, constituyen el eje y el norte del presente y futuro de ambas Marinas Mercantes, generadoras de inversiones de capital intensivo; y fuentes de trabajo para los tripulantes, astilleros y talleres navales nacionales.
2. Una perspicaz política para el desarrollo del comercio de bienes y servicios debe ponderar la necesaria presencia de los armadores locales, en este caso argentinos y brasileños. En nuestra opinión la importancia estratégica del sector que representamos, ha podido ser dimensionada por las respectivas autoridades nacionales, en oportunidad de negociarse el acuerdo de libre comercio entre el Mercosur y la Unión Europea, finalizado el 15 de julio de 2019.
3. La fuerte concentración internacional de la oferta de servicios de transporte marítimo, principalmente de contenedores, da cuenta de la desaparición de competidores locales y la consiguiente alza de los fletes marítimos. En general, las megaempresas de navegación internacional, que ostentan posiciones dominantes en el mercado mundial de fletes, operan en paraísos fiscales con exenciones de tributos y cargas fiscales y sociales; configurando así una “competencia desleal” para las empresas navieras regionales que matriculan sus buques en sus propios registros nacionales.
4. Desde hace varios años, el mercado internacional de fletes se define a partir de términos como Autopistas del Mar; Indices de conectividad; Servicios de transporte marítimo de corta distancia; e Integración vertical de los puertos, que tienen por objeto responder a las necesidades estratégicas de los grandes operadores logísticos internacionales, quienes deciden también cuándo atender, o no, los requerimientos de los cargadores de determinada área geográfica; sumado a ello, el contexto actual de la guerra comercial entre las grandes potencias mundiales.
A lo largo de la pandemia del COVID ́19 -que viene atravesando el mundo- se hizo notar la estrategia de “blank sailings” (suspensión de servicios) desplegada por las navieras internacionales en detrimento de los intereses de los cargadores, quienes han visto aumentos récord en los fletes durante el año 2020; ratificándose así la necesidad de contar con una férrea política naviera nacional para neutralizar esas prácticas desleales.
A la fecha y debido al posible impacto que la referida concentración del mercado tenga en los fletes durante la contracción que deviene de la pandemia del COVID ́19 y la posterior recuperación, organismos internacionales como la CEPAL ya muestran su preocupación.
5. El Convenio bilateral sobre transporte marítimo suscripto entre la Argentina y Brasil data del año 1985. Posteriormente, los Estados Parte del MERCOSUR ratificaron su vigencia a través del Protocolo de Montevideo sobre el Comercio de Servicios del Mercosur -Terrestre y por agua- y establecieron que el bilateral sea complementado por los correspondientes Compromisos Específicos emergentes del Programa de Liberalización del referido Protocolo.
Es decir que, a través del paso del tiempo -y la envergadura de las obligaciones asumidas por los Estados Parte del Mercosur- el referido Convenio pasó a integrar la mesa de negociación del Mercado Común. En su defecto, se estaría lesionando la seguridad jurídica de los armadores argentinos y brasileños que suscriben la presente Declaración Conjunta.
Este Convenio bilateral integra también los compromisos asumidos por Argentina, Brasil y el Mercosur en el ámbito de la negociación del Acuerdo de Libre Comercio MERCOSUR/UE, que contempla el acceso de los armadores extranjeros recién después de 10 años de entrada en vigencia del Acuerdo Biregional. El acceso anticipado a estos mercados de servicios de transporte, también lesionaría la seguridad jurídica de los referidos armadores argentinos y brasileños.
6. No existen restricciones ni impedimentos en ninguno de nuestros países para que cualquier armador extranjero se instale y opere como armador nacional y regional.
Todos los argumentos hasta aquí vertidos ponen de manifiesto la necesidad y conveniencia de mantener la vigencia del Convenio sobre Transporte Marítimo Argentino-Brasileño.
Por otra parte, y dado que lo que está en juego es el futuro mismo de nuestras representadas, instamos a todos los organismos de ambos países que se encuentren evaluando este tema, que defiendan este instrumento de política naviera; que nos convoquen -a la brevedad- para ejercer nuestro derecho a ser oídos en el marco de los compromisos asumidos como Gobiernos Abiertos y nos brinden acceso a las respectivas evaluaciones de impacto elaboradas, a fin de anticipar y abordar los principales efectos que la eventual denuncia del bilateral tendría para este sector productivo.
El documento lleva las firmas del presidente del SEMABRA, Gustavo Roca, y de Mark Juzwiak, que encabeza el Comité Río de Janeiro de dicha entidad.
Para reforzar los argumentos planteados se hizo referencia a lo que establece el acuerdo subregional Mercosur acerca del procedimiento que se debe seguir cuando aparezca cualquier tema que pueda resultar controversial.
“Cada Estado Parte recurrirá al presente régimen sólo en casos excepcionales, a condición de que cuando lo haga, notifique al Grupo Mercado Común y exponga ante el mismo los hechos, las razones y las justificaciones para tal modificación o suspensión de compromisos”. “En tales casos, el Estado Parte en cuestión celebrará consultas con el o los Estados Partes que se consideren afectados, para alcanzar un entendimiento consensuado sobre la medida específica a ser aplicada y el plazo en que tendrá vigencia”.
El gobierno brasileño pretende desconocer este requisito, y los armadores esperan que la Cancillería argentina sostenga su cumplimiento.
Este Tratado Bilateral finaliza el 5 de febrero de 2022, pero desde el Gobierno de Brasil ya se anticipó por vía diplomática la intención de no renovarlo. “Nosotros estamos en contra de la denuncia del Acuerdo de Transporte Marítimo y esperamos poder revertir la decisión del Gobierno brasileño” señaló Mark Juzwiak, director de la Asociación Brasileña de los Armadores de Cabotaje -ABAC-.
En las propuestas de Transición Tarifaria presentadas ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad por las distribuidoras en el Area Metropolitana de Buenos Aires se solicitaron reducciones en los indicadores de calidad del servicio, señaló el ENRE.
EDESUR y EDENOR presentaron al Organismo Regulador pedidos de incrementos que el Ente calculó en hasta el 81% y 157 %, respectivamente, de cara a la audiencia pública que se realizará el martes 30 de marzo desde las 8 a.m. para definir el Régimen Tarifario de Transición, luego de dos años de congelamiento.
“De las presentaciones se desprende una propuesta de aumento de los ingresos de las concesionarias y una reducción en la inversión a realizar, lo que repercutirá en detrimento en la calidad del servicio”, se advirtió.
Ocurre que la empresa EDESUR reclamó $ 22.160.000.000 en concepto de ingresos no percibidos por el congelamiento tarifario que data de 2019, y presupuestó un aumento de 253 % en el Valor Agregado de Distribución (margen de ingresos de la empresa descontando la compra de energía), con respecto al 2020, siendo para el 2021 un total de $ 54.000.000.000.
Por su parte, la empresa EDENOR reclamó un total de $ 38.477.000.000 por ingresos no percibidos. La propuesta de aumento sobre el VAD es en este caso del 109 % respecto del vigente al 2020, alcanzando un total de $ 61.000.000.000 para el 2021.
Tales guarismos se modifican a la baja si fuera el caso de que las distribuidoras dejaran de reclamar lo que no percibieron desde los meses de pre-pandemia, último tramo del gobierno de Cambiemos.
Asimismo, se indicó, esta distribuidora propone una reducción en la cantidad de categorías para las Personas Usuarias Residenciales, un cambio en la estructura tarifaria con el objetivo de dotar de mayor previsibilidad sus ingresos y que, de aplicarse, generaría un incremento del 157 % en las facturas de casi 800.000 personas, calculó el Ente.”
A pesar de solicitar aumentos, señaló el Ente, “ambas distribuidoras exigieron disminuir los indicadores de calidad, proponiendo para los semestres del 2021 los establecidos en la Revisión Tarifaria Integral (de 2017) para los dos semestres del 2019, y para el 2022 los fijados para el año 2020”.
Con el objetivo de continuar trabajando en iniciativas que permitan mejorar la empleabilidad de jóvenes de barrios postergados, Naturgy y la Fundación Oficios firmaron un convenio de colaboración y trabajarán en la formación de gasistas matriculados para unidades unifuncionales.
A partir de este acuerdo, Naturgy brindará a los jóvenes que participan del curso de Gasista Matriculado para unidades funcionales capacitaciones en materia de marketing digital, orientado al uso de redes sociales para promocionar su oficio y facilitar su desarrollo como emprendedores.
“Creemos profundamente que, desde la educación, podremos ayudar a favorecer la inclusión socio-laboral y la integración de la sociedad. Así, promovemos distintos programas para favorecer la empleabilidad de jóvenes de barrios postergados”, afirmó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar
“Mujeres en la energía” tuvo el objetivo de visibilizar el rol de las mujeres en el sector eléctrico. Se realizó el viernes 19 de marzo de forma virtual y se inició con un homenaje a Elisa Bachofen, la primera ingeniera argentina y de la Región, quien finalizó su carrera en la Universidad de Buenos Aires en 1918.
Alejandro Martínez, decano de la Facultad de Ingeniería de la UBA, dio a conocer un busto de Bachofen que se encuentra en la sede Paseo Colón de la facultad. Se sumó al reconocimiento, Verónica Saldaño, gerente de Recursos Humanos de Edet, quien se refirió al rol de la mujer en el sector eléctrico.
Luego, se abrió un panel dedicado a el sector eléctrico argentino de la mano de mujeres que tienen roles de liderazgo y que se destacan en sus ámbitos: Gabriela Rijter, directora de energías renovables y vicepresidenta de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables – AMES-, quien se refirió a la transición energética en la Argentina; Martha Molinaro, gerente técnico de Edemsa, compartió información y proyectos relacionados a la generación distribuida; Agustina Skiarski, alumna avanzada de la carrera de Ingeniería Eléctrica, contó cómo se proyecta la carrera hacia el futuro; y Soledad Manín, interventora del ENRE, disertó sobre la confluencia entre el regulador y el regulado, como así también abordó la protección de los derechos humanos de los usuarios.
Carlos Ferrara, responsable de sostenibilidad de Enel Argentina, se refirió a la política de diversidad del Grupo ENEL y mencionó la importancia de reconocer el liderazgo de las mujeres para promover una mayor equidad de género y una mayor operatividad empresarial.
Se puede ver el video homenaje a Elisa Bachofen en la web de Adeera: www.adeera.org.ar.
La ADEERA está conformada por 48 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 38.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, consideró que todas las partes que intervienen en la producción de biocombustibles en el país “se encuentran, nuevamente, ante la posibilidad de contar con un régimen que esté en consonancia con una situación, tanto local como global, que responde a un nuevo contexto”, y agregó que “el objetivo del gobierno es lograr la mayor sinergia, cuidando cada puesto de trabajo y el impacto en el medio ambiente”.
Ante el vencimiento del actual marco normativo, en mayo próximo, Martínez sostuvo que el régimen de promoción vigente (Ley 26.093/06) “funcionó bien de acuerdo con el contexto nacional e internacional en el que se elaboró”. El Secretario expuso la postura del gobierno en una reunión (virtual) con miembros de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados,
Un proyecto para la prórroga de dicho régimen por cuatro años cuenta desde mediados de 2020 con la aprobación del Senado, pero su tratamiento en Diputados estuvo demorado y en las últimas semanas se planteó desde el oficialismo la alternativa de actualizar y adecuar el régimen legal para esta industria, que tiene por actores a productores del agro, plantas procesadoras, y exportadores.
Al respecto, trascendió la existencia de un borrador de proyecto de ley cuyos principales aspectos estarían siendo conversados por Energía con diversas cámaras empresarias. Pero no todas están al tanto de sus contenidos, y tampoco varios legisladores de la oposición, de acuerdo con lo afirmado por algunos de ellos en la reunión.
Incluso, varios de ellos insistieron en la necesidad de avanzar rápido con la prórroga del régimen actual para dar previsibilidad al desarrollo de las actividades del sector, cosechas incluídas.
Martínez remarcó que “la transición energética es fundamental para nuestra política en esta materia, el mundo va en ese camino”, y sostuvo que “las decisiones que toma la Secretaría de Energía, dentro de nuestro proyecto político, priorizan el cuidado de las pymes, la generación de empleo, el impulso a la producción y la incorporación de valor agregado”.
El Secretario se refirió al contexto en el que se elaboró y sancionó la norma actualmente vigente, diferenciándolo de la actual situación, nacional e internacional.
“El comienzo de la década del 2000 nos encontraba ante el horizonte de la transición energética y con nuestros yacimientos de hidrocarburos en un alto grado de madurez”, describió Martínez. Y agregó que la ley finalmente sancionada en 2006 fue un instrumento acorde al contexto de ese momento, para incentivar las oportunidades de inversión y exportación ante la demanda creciente por parte de otros países. Fue en ese marco en el que, recordó Martínez, se produjo “la decisión óptima del presidente Néstor Kirchner de avanzar con la Ley 26.093”.
A continuación, el Secretario consideró necesario evaluar la situación de los biocombustibles teniendo en cuenta los datos en la fluctuación de precios y costos, las realidades diferenciadas al interior del sector, el contexto local ligado al gas como combustible de transición, en el marco de una situación internacional marcada también por ese horizonte de transición y la necesidad de reducir las emisiones de Co2.
Especialmente, remarcó la distinción necesaria que debe hacerse entre los diferentes tipos de cultivos que participan de la producción, como es el caso del bioetanol elaborado a partir de la caña de azúcar que, a diferencia del maíz y la soja, carece de un mercado de exportación. Además de tener en cuenta la situación de la caña de azúcar, un nuevo marco normativo deberá también tener en consideración los posibles vaivenes en la cotización de los commodities, “encontrando algún tipo de esquema de equilibrio que evite afectar el costo de vida de nuestra población”, señaló.
Martínez hizo referencia a que la ley vigente alentó la construcción de 55 plantas elaboradoras de bios. 16 de bioetanol a base de caña de azúcar, 6 a base de maíz y el resto de biodiesel producido con aceite de soja. Al respecto señaló que en el proyecto que se está conversando resulta que 47 de las 55 plantas quedan incorporadas al nuevo régimen. Tendría vigencia hasta 2030, habría una leve baja en las proporciones actuales de corte a las naftas con bioetanol en base a maíz, y cambios para los productores de biodiesel en base a aceite de soja.
En el marco de la necesidad de hallar nuevos consensos que impulsen la actividad y tengan en cuenta la situación específica de los diversos integrantes de la cadena de producción, Martínez abogó por la creación de “una Comisión multisectorial en la que participen todos los actores involucrados”. Habrá que ver si resulta posible contar con una nueva ley en el corto plazo que resta hasta mediados de mayo o si se plantea una prórroga al menos hasta fin de año de la 26.093 como lo sugirieron algunos legisladores opositores.
Al respecto, el presidente de la Comisión de Energía de la Cámara Baja, Omar Felix (FDT) opinó que “debemos animarnos a generar el debate a pesar de que todos sabemos que es un año electoral”.
“No estamos hablando de prorrogar una ley que hoy esta judicializada” (por algunos sectores) y estamos escuchando a todos porque hay distintas realidades para considerar y tratar de llegar a consensos “, agregó.
En tanto, diversas bancadas de la oposición intentarán el jueves 25 sesionar para tratar la prórroga al régimen actual.
Acerca de las proporciones de corte con bios a los combustibles en el mercado local, señaló que “no se trata de defender sectores (petrolero o de biocombustibles) sino a todos los consumidores”.
La demanada de energía eléctrica registró en febrero un descenso de 7 por ciento en comparación con el mismo período del año 2020 y el consumo cayó fuertemente en las actividades comerciales e industriales, aunque también se observó el impacto en la demanda residencial, indicó el informe periódico de la fundación Fundelec.
En la observación de la demanda por tipo de usuario, se presentó un decrecimiento tanto para la demanda chica o residencial, como para los consumos intermedios, quedando la gran industria en el mismo orden respecto al año anterior (sin variación).
En cuanto a la gran demanda, al igual que en los últimos meses, se sigue observando que se encuentra en valores similares al año pasado, recuperándose luego del comienzo de la fase de Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO), donde en general muchas actividades alcanzaron niveles de demanda similares a las previas a la cuarentena por la pandemia del Covid19.
En febrero de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 10.084,8 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2020, había sido de 10.841,4 GWh1 . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de 7 %. Asimismo, existió un decrecimiento intermensual que llegó al 15,4% respecto de enero de 2021, cuando había habido una demanda de 11.927,1 GWh.
Asimismo, en febrero último se registró una potencia máxima de 22.431 MW, lejos de los 26.451 MW, récord histórico de enero de 2021. La demanda residencial representó el 44% de la demanda total del país y, además, tuvo una merma de 6,5% respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial sufrió una fuerte caída del 11,4%, siendo el 28% del consumo total.
La demanda industrial refleja un 28% del consumo total, aunque con una leve caída en el mes del orden del 3,2% aproximadamente. Luego de decretarse Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) desde el 20 de marzo de 2020, la gran demanda presentó una caída promedio del 24% para los meses de abril y mayo. A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el DISPO en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente la misma demanda que en ese mes el año anterior, mientras que en enero y febrero se igualaron o superaron algunos de los registros del año 2020 en el contexto previo a la pandemia.
DATOS GENERALES FEBRERO 2021
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido febrero de 2021) 8 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo, -7,6%; agosto, -6,4%; septiembre, – 1,7%; octubre, -3,5%; noviembre de 2020, -4,2%; enero de 2021, -0,3%; y febrero de 2021, -7%) y 4 meses de suba (marzo de 2020, 9,3%; junio, 0,9%; julio, 1,2%; y diciembre de 2020, 1,5%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída del 2,2%.
TEMPERATURA
Al considerar las temperaturas, el mes de febrero 2020 fue más cálido en comparación con febrero 2021. La temperatura media de febrero fue de 23.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 24.5 °C, y la histórica del mes es de 23.6 °C.
En cuanto al consumo por provincia, en febrero fueron 26 las provincias y empresas que marcaron descensos: Santa Cruz (-17%), Mendoza y San Juan (-10%), Catamarca, Formosa y EDELAP (-9%), Tucumán y EDEA (-8%), Corrientes y Jujuy (-7%), Córdoba, Salta y Santiago del Estero (-6%), Neuquén y San Luis (-5%), Chaco, Entre Ríos, La Rioja y Misiones (-4%), Chubut y La Pampa (-3%), EDEN y Santa Fe (-2%), Río Negro (-1%), entre ellos. En tanto, 1 empresa presentó ascenso: EDES (1%).
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital Federal y el GBA, que demandaron un 32% del consumo total del país y totalizaron un descenso conjunto de 10,6%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 9,6%, mientras que en el área a cargo de EDESUR la demanda descendió 11,7%. En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 5,3%.
GENERACIÓN
La generación hidráulica y térmica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento en la participación de las energías renovables. En tanto, la generación hidráulica se ubicó en el orden 2.540 GWh en febrero 2021 contra 2.524 GWh en el mismo período del año anterior, prácticamente sin variación.
Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM, si bien los aportes se ubican algo por arriba en este mes de febrero 2021 respecto a los registros del mismo periodo del año pasado, los mismos siguen bajos en relación a los valores esperados en cada cuenca, como también comparado con los últimos meses.
En lo que respecta a los combustibles para generar, el gas natural es el principal combustible utilizado, liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 57,82% de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 21,98% de la demanda, las nucleares proveyeron el 4,57% de la oferta, y las generadoras de fuentes alternativas 15,40% del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 0,22% de la demanda total.
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 18-03-21)
Según informa CAMMESA, la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo de 2020 hasta el 18 de marzo de 2021, tuvo caídas considerables pero las tres primeras semanas de marzo representan, por segundo mes consecutivo, una suba leve de 0,9% comparado con la última semana previa a la cuarentena.
Asimismo, en la industria en total, para el mismo período, la caída es de -0,4%, aunque desde marzo hasta junio de 2020 había existido una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse. En la segunda semana de marzo 2021, la gran demanda alcanzó el 104% respecto a la demanda previa a la cuarentena.
Para la región GBA, la región con la mayor demanda GUMAs+AUTO del país, se alcanzó el 94% de su demanda previa a la cuarentena, mejorando alrededor de 24 puntos en comparación con la segunda semana de la cuarentena; el resto de las regiones, en promedio en la segunda semana de marzo superan su demanda antes de la cuarentena.
El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. Se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, como también la extracción de petróleo.
Además, las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas con productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz. No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al 0,4%.
La Entidad Binacional Yacyretá advirtió que “con la información disponible al día de la fecha (22/3) no se espera una reversión general de la presente condición hidrológica deficitaria (en la cuenca del Río Paraná) a mediano plazo”.
En su informe periódico la EBY describió que “el escenario climático estacional (trimestre: Marzo-Abril-Mayo de 2021), en términos de precipitación media trimestral esperable publicado por el Servicio Meteorológico Nacional (AR) prevé un escenario de lluvias por debajo de lo normal para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte directo a Yacyretá”.
Asimismo, se indicó que “la previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (BR) marca también una tendencia con precipitaciones inferiores a lo normal en los tercios medio e inferior de la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero. Y un escenario de precipitaciones “normales” en el tercio superior”.
Así las cosas, los principales reservorios emplazados en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado próximo al 45%. Los embalses inmediatos cuentan con cierta capacidad de almacenamiento frente a eventuales repuntes en sus afluencias, señala el informe.
Por su parte, agrega, “los grandes reservorios de regulación anual situados en la cabecera de la cuenca transitan un período de recarga deficitario”.
Los pronósticos de lluvias producidos por los diferentes centros meteorológicos de referencia prevén precipitaciones de variada intensidad a lo largo de la presente semana sobre la cuenca de aporte directo al embalse y regiones adyacentes. Los montos acumulados se estiman entre 20 y 80 mm según sea la fuente consultada.
SITUACION OPERATIVA, PRECEDENTES Y TENDENCIA
Los caudales en Yacyretá para los próximos días estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba, y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte. El análisis efectuado con la información disponible hasta el momento sitúa dichos valores en el rango de los 8.500 a 10.500 m 3 /s.
Seguido a un segundo semestre de 2019 caracterizado por precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá, durante el año 2020 se acentuó esta tendencia. “En términos de caudales, a la altura del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá, en 2020 se verificó el menor caudal anual desde 1968”.
El primer mes de 2021 finalizó con un caudal promedio de 10.700 m 3 /s, que representan apenas el 66% del caudal medio mensual para enero considerando la serie de referencia 1971/2020.
Febrero comenzó con caudales normales, debido a los incrementos generados por las lluvias de fin de enero, pero en la segunda quincena se posicionó con caudales en consonancia con a la coyuntura hidrológica general del Paraná. Febrero promedió los 13.300 m 3 /s, es decir, un 77% del caudal medio mensual de la serie 1971-2020, se detalló.
La situación deficitaria de caudales en la cuenca se prolonga y puede afectar los niveles de aporte de energía producida desde Yacyretá al Sistema Interconectado argentino. “Yacyretá continuará informando a la población las novedades acerca de estos temas”, indicó la EBY.
El secretario de Energía, Darío Martínez, dará continuidad a la serie de contactos que vino desarrollando en las últimas semanas con los diversos actores de la industria del petróleo y del gas con vistas a la articulación del proyecto de nueva ley de hidrocarburos que impulsa el gobierno nacional.
“Tuvimos una semana muy intensa de reuniones de trabajo con los principales actores de la industria y continuaremos la semana próxima con los trabajadores, las pymes, las empresas regionales, las productoras, las refinadoras y todos los gobiernos provinciales para lograr que la ley de promoción de inversiones en hidrocarburos sea la mejor herramienta hacia la obtención de las inversiones necesarias para multiplicar la producción y las exportaciones, generar trabajo y desarrollo en toda la industria del sector”, aseguró Martínez, desde Neuquén.
El titular de la cartera energética se refirió al proyecto de ley cuyo envío al Congreso fue anunciado por el Presidente Alberto Fernández en la apertura de sesiones ordinarias del Parlamento.
“Debemos construir una herramienta legislativa que permita atraer las inversiones necesarias para hacer lo que se debe hacer, ahora que tenemos claro cuál es el horizonte, y que genere confianza en la industria”, remarcó Martínez.
“Para lograr los objetivos que nos planteó el Presidente, es fundamental que la ley de promoción de inversiones en hidrocarburos otorgue un marco de previsibilidad, reglas claras y estables, como ya hemos hecho cuando pusimos en marcha el Plan Gas.Ar como herramienta central del desarrollo de la producción de gas natural argentino”, agregó.
Al respecto, pocas horas antes de estas declaraciones formuladas el viernes 19 de marzo, los representantes de las provincias productoras de petróleo y gas convencional y no convencional nucleadas en la OFEPHI definieron su intención de tener una muy activa participación en el diseño del proyecto impulsado por la Administración de Alberto Fernández.
La saga de anuncios de inversiones comunicadas por YPF en los últimos días tuvo un nuevo capítulo durante la inauguración de una estación de servicio en Neuquén, donde el presidente de la compañía de mayoría accionaria estatal, Pablo González y el CEO, Sergio Affronti, anunciaron una inversión de más de 1.500 millones de dólares para este año en la provincia, que permitirá un crecimiento de la producción del 56% en crudo y 70% en gas no convencional. Esto, como parte del detalle de la inversión total de U$ 2.700 millones que la empresa decidió para el 2021.
González destacó que “YPF viene a anunciar un gran esfuerzo de todos los argentinos y las argentinas, una inversión que se va a traducir en un importante aumento de la producción de petróleo y gas, que va a potenciar el crecimiento de nuestro país. En ese camino, todos los actores que estamos involucrados coincidimos en trabajar juntos para lograrlo”.
Tras una visita por las operaciones de la compañía en Loma Campana, las autoridades de YPF inauguraron una de las estaciones de servicio más grandes de la región, ubicada estratégicamente en la zona con mayor actividad de Vaca Muerta.
La nueva estación tiene una playa compuesta por 9 islas para la carga de combustible y una tienda FULL con capacidad para 80 personas. También contará con un espacio para reuniones y coworking y todas las comodidades para los camioneros que recorren la zona. La obra implicó una inversión conjunta con el operador de 2 millones de dólares y generó 26 puestos de empleo para la zona de Añelo y sus alrededores.
Durante la inauguración, estuvieron presentes el gobernador de la provincia de Neuquén, Omar Gutiérrez; el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez; el intendente de la localidad de Añelo, Milton Morales; el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyra, el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos, Manuel Arévalo; y Gerardo Canseco del SUPEH.
Tras la reciente elección de sus nuevas autoridades, el secretario de Energía se reunió con el Comité Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI).
Acordaron mantener encuentros periódicos, así como avanzar en la coordinación de los equipos técnicos compartiendo la visión estratégica de impulsar el desarrollo de las cadenas de valor provinciales, y tomando en consideración las necesidades y características específicas de cada región.
Al respecto, Alejandro Monteiro (Secretario Ejecutivo, Neuquén) manifestó que el objetivo es “fortalecer el rol de la OFEPHI, para que recupere un papel relevante en la discusión de la política energética que es potestad de la Nación”. Y agregó que “en las provincias también tenemos mucho trabajo técnico para hacer en cuestiones de administración en tanto autoridad de aplicación, en la revisión y actualización de normativas”.
Las provincias productoras de hidrocarburos expresaron su voluntad de colaborar y aportar su visión y sugerencias en cuanto a los proyectos de legislación para el sector que impulsa la administración de Alberto Fernández. En este sentido, el Secretario reiteró que el diálogo es un principio de la política federal impulsada por el Presidente y que trabaja en contacto permanente con ellas para conocer la realidad de cada situación, con el objetivo de alcanzar los acuerdos y consensos necesarios para desarrollar una política energética integral.
La Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) se formó en 1984 y nuclea a las diez provincias argentinas en las que actualmente se realizan emprendimientos de exploración y explotación de gas y petróleo: Neuquén, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Chubut, Río Negro, La Pampa, Mendoza, Salta, Jujuy y Formosa. Es una institución que articula la relación entre las diferentes provincias, titulares de los recursos, y la administración nacional, responsable de diseñar la política energética del país. Desde su creación ha colaborado aportando la mirada de los estados productores en la confección de la legislación en la materia.
En marzo de este año la OFEPHI eligió como nuevas autoridades a los gobernadores Omar Gutiérrez (Neuquén, Presidente) y Gustavo Melella (Tierra del Fuego, Vicepresidente).
La reunión contó con la participación de Maggie Luz Videla Oporto, subsecretaria de Hidrocarburos, y con la asistencia presencial, además de los mencionados secretarios, de los integrantes del Comité Ejecutivo: Martín Cerda (Chubut), Emilio Guiñazú Fader (Mendoza), Andrea Confini (Río Negro), Pablo Guantay (Salta).
En forma virtual se sumaron los restantes integrantes del Comité: Alejandro Aguirre (Tierra del Fuego), José Gabriel López (Neuquén), Miguel Soler (Jujuy), Matías Toso (La Pampa), Sebastián Madariaga y Adriana Aráoz (Salta), Marcelino Ybars y Diego Rodríguez (Formosa).
YPF invertirá más de 300 millones de dólares y pondrá en actividad 4 nuevos equipos de torre para la producción de hidrocarburos en Santa Cruz en el año en curso, con lo cual operará un total de 30 equipos en esa provincia patagónica.
El anuncio fue realizado por el Presidente de la compañía, Pablo González, quien junto al CEO Sergio Affronti, recorrieron las instalaciones del yacimiento Los Perales.
En la oportunidad también se detalló que se desarrollará una intensa campaña de recuperación terciaria al sumar una planta de polímeros en Cañadón León, y otra en Los Perales, que se sumarán a las dos que ya están en actividad en la zona.
González explicó que “estamos presentando un plan de inversiones y trabajando de manera mancomunada para poner más recursos al servicio de la producción, generando un crecimiento en la actividad económica de la provincia, y poniendo en marcha el aparato productivo hidrocarburífero de YPF”.
Durante el encuentro, los representantes de los sindicatos petroleros de Santa Cruz firmaron el acuerdo de productividad que permitirá mantener estos niveles de actividad, producción y trabajo.
Por otra parte, se confirmó que a mediados de año empezará a funcionar el Parque Eólico Cañadón León que opera YPF Luz en la provincia, con una potencia instalada de 120 MW.
Los anuncios fueron seguidos por la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner; el vicegobernador, Eugenio Quiroga; el intendente de Las Heras, José María Carambia, su similar de Caleta Olivia, Fernando Cotillo; el de Cañadón Seco, Jorge Soloaga; el intendente de Río Gallegos, Pablo Grasso; el secretario general del Sindicato Petrolero Santa Cruz, Claudio Vidal; el secretario general del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Llugdar; legisladores nacionales y representantes de Cámaras Empresariales; y trabajadores de YPF.
El presidente de YPF, Pablo González, y el CEO de la compañía, Sergio Affronti, anunciaron una inversión de 184 millones de dólares en Chubut y la puesta en actividad de 2 nuevos equipos de torre, de manera que la compañía tendrá 15 equipos en actividad en la provincia durante 2021, se indicó.
Este anuncio, del que participaron autoridades de la provincia del Chubut, representantes sindicales y de las cámaras empresarias, forma parte del plan de inversiones 2021 que permitirá a la compañía recuperar la actividad y la producción en todas las provincias donde opera.
El Presidente de la compañía afirmó al respecto que “queremos tener un diálogo franco con todos los actores para generar la energía que los argentinos y las argentinas necesitan. Los fondos que la compañía consigue tienen que estar al servicio de la producción y del trabajo”.
Para este año, en Chubut la petrolera mantendrá su foco en la recuperación secundaria y terciaria que le dió buenos resultados durante el 2020. YPF proyecta realizar la reparación de 130 pozos y la perforación de 45 pozos nuevos.
Además, YPF lanzará un nuevo piloto de terciaria en el yacimiento El Trébol con la instalación de una planta de polímeros y sumará una planta en Manantiales Behr, yacimiento con más de 90 años y que durante el 2020 registró producciones récord.
Desde la compañía se destacó que “este anuncio de mayor actividad, producción y trabajo constituye un esfuerzo compartido de YPF con sus proveedores, con el gobierno provincial y municipal de Comodoro Rivadavia, y con los trabajadores de la industria. En ese marco, se firmó la ratificación del acuerdo de eficiencia y productividad para poner en valor los recursos de la provincia.
Durante el anuncio estuvieron presentes además Gustavo Astie, vicepresidente de Upstream Convencional; Alejandro Eloff, gerente ejecutivo Regional Sur; Matías Bezi, gerente de Asuntos Externos Regional Sur; Horacio Forchiassin, director en YPF por Chubut; Martin Cerda, ministro de Energía provincial; Jorge “Loma” Avila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut; José Llugdar, secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo de la Patagonia Austral ; Juan Pablo Luque, intendente de Comodoro Rivadavia y Ezequiel Cufre, presidente de la Cámara de Empresas de Servicios de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Las empresas transportadoras troncales y las compañías distribuidoras de gas natural por redes solicitaron al Ente Nacional Regulador del Gas, (ENARGAS), la puesta en vigencia a partir de abril de cuadros tarifarios “de transición” hasta fin de año que permitan sostener la operación normal de sus respectivos servicios para el 2021, mientras se encara una Revisión Tarifaria Integral para el sector, tal como lo dispuso el gobierno nacional.
En sus respectivas presentaciones en el marco de una Audiencia Pública convocada por el ente regulador ENARGAS, las licenciatarias TGN y TGS plantearon la necesidad de activar incrementos del orden del 58% en el componente Transporte del suministro, ítem que representa aproximadamente 13 por ciento de la estructura de la factura del servicio, y cuya incidencia en la factura final ronda el 8 por ciento en el usuario residencial.
En cuanto a las distribuidoras, Metrogas, Naturgy, Gasnor, Camuzzi, Gas Cuyana, Litoral Gas, solicitaron en sus exposiciones una actualización de entre el 50 y 58% en el componente Distribución (VAD), ítem que representa en promedio el 23 % de la estructura de la factura por lo cual el ajuste pedido incide entre el 12 y el 16% en la factura final del servicio de gas a nivel residencial.
La estructura de la factura de este servicio se completa con proporciones de 40% para el precio del gas en origen, y 24 por ciento para impuestos.
La RTI suspendida contemplaba un ajuste semestral de estos componentes tarifarios en base al índice IPIM que se aplicó hasta mediados de 2018. en el segundo semestre el gobierno macrista suspendió el IPIM y compensó a las empresas autorizándoles bajar proporcionalmente sus compromisos de inversión para ese año. Desde 2019 a febrero de 2021 el IPIM acumuló 128% promedio, y por ello las empresas aclararon que su participación en la Audiencia no implicaba renunciar a esa RTI, aunque admitieron una tarifa de transición en el marco de la emergencia.
Las distribuidoras señalaron al respecto que sus propuestas no contemplan inversiones en la expansión del sistema durante la transición. También, pidieron solucionar la situación planteada en 2018 con las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) entre la tarifa en pesos cobradas a los usuarios y el precio del gas en dólares al que compraron a las productoras. La fuerte devaluación de ese año generó un monto que el gobierno de Cambiemos primero pretendió trasladar a los usuarios, y luego derivó a cargo del Tesoro Nacional, habiendo pagado sólo una cuota de 24 programadas. El DNU firmado por Mauricio Macri al respecto fue anulado por el Congreso.
En el contexto de la emergencia económica y social, agravada por la pandemia, el gobierno de Alberto Fernández suspendió en 2020 la aplicación de la RTI que había sido aprobada para el período 2017-2022. Cuestionó el criterio aplicado por el gobierno anterior para su definición, planteó la “desdolarización” de las tarifas, y su adecuación a los ingresos en pesos de los usuarios.
Desde el Ente y las empresas se coincide en rescatar al Marco Regulatorio del Gas, también en señalar que éste hace hincapié en “tarifas justas y razonables para usuarios y para las empresas”, pero no coinciden en cómo evaluar los antecedentes (históricos) en la materia a la hora de proyectar los nuevos cuadros tarifarios del servicio, ya sea para la transición o a los efectos de la futura RTI.
Las empresas afirman que están operando con deterioro de ingresos por la crisis económica y la pandemia. Desde el ENARGAS se sostiene que se saldrá del congelamiento tarifario vigente desde abril de 2019 pero priorizando “el derecho al acceso al servicio de gas como derecho humano esencial”, y que hay que revisar cuestiones conceptuales de fondo respecto a la prestación de este servicio, al igual que el de la electricidad.
El criterio del Ente apunta a rescatar la gran cantidad de usuarios que dejaron de serlo en los últimos cuatro años, aliviar la situación de muchos otros que se endeudaron para pagar las facturas, y expandir el servicio.
Esta postura fue respaldada en la audiencia por numerosas entidades de defensa de usuarios y consumidores y por algunos legisladores nacionales y provinciales, que plantearon una ampliación de la cobertura con la Tarifa Social, e incluso plantean que no están dadas las condiciones sociales para descongelar las tarifas.
Aunque no formaba parte de la convocatoria, un tema recurrente planteado en la audiencia fue el reclamo al Ente de una reconsideración de la situación de varias ciudades del sudeste bonaerense y de Mendoza para que sean clasificadas como “zona fría” al momento de diseñar los cuadros tarifarios del servicio. Ello implicará incorporarlas como beneficiarias del fondo específico que subsidia parte de la tarifa.
A estos ítems de la tarifa se debe sumar el del costo del gas PIST que no será subsidiado por el Estado Nacional y cuya aplicación fue analizada en la audiencia pública convocada el lunes 15 por la secretaría de Energía.
Un miembro del cuerpo de Defensores y Defensoras oficiales de los usuarios planteó que “entre 2015 y 2019 las empresas tuvieron una rentabilidad extraordinaria”, y que caducaron unos 800 mil medidores (3,6 millones de personas) que pasaron a ser “pobres energéticos” porque no pudieron pagar el gas. Alrededor de 13.700 pymes tuvieron que dejar el servicio, añadió.
El total de inscriptos como oradores en la audiencia fue de 226. Entre los expositores estuvieron las licenciatarias de transporte y distribución del gas por redes, legisladores, representantes de las defensorías del pueblo, asociaciones de defensa del consumidor, directivos de entidades empresariales y de organizaciones no gubernamentales y público en general.
El interventor Bernal cuestionó el “abordaje neoliberal que se hace al tratar el tema de las tarifas de este servicio público. Lo único que se pone sobre la mesa es su relación en el impacto fiscal (subsidios), si ganamos o perdimos capacidad exportadora del gas, y brilla por su ausencia la consideración del usuario como ser humano y su derecho al acceso a un servicio que es tan esencial como el derecho a la salud o a la educación”.
“La salud energética de una nación es la salud energética de su pueblo, y entre 2917 y 2019 el gobierno anterior produjo 3 millones de hogares empobrecidas energéticamente”, señaló.
“El acceso al gas y electricidad tienen garantía constitucional, similar al derechos humano a la vivienda, a la educación y a la salud”. “Todos estos rubros necesitan contar con energía a costos accesibles , justas y razonables”, señaló.
En las próximas semanas el ENARGAS deberá resolver que hará con las tarifas de este servicio también atendiendo a los parámetros fiscales presupuestados por el ministerio de Economía.
La petrolera YPF activó desde el martes 16 de marzo un aumento de los precios de sus combustibles del 7% promedio país.
Al respecto describió que “para seguir achicando las brechas de precios entre provincias, los combustibles aumentaron 7,9 % promedio en CABA y 6,5 % promedio en el NOA”.
Nuevos precios vigentes en la CABA son: Nafta Super 80,50 Pesos el litro; Diesel500 (común) 75,70 pesos; Infinia Diesel 89,30 pesos, e Infinia Nafta 92,90 pesos el litro.
Es el primero de los tres aumentos que la compañía implementará para alcanzar el 15% anunciado la semana pasada y, de esta manera, no volver a actualizarlos en el resto del año.
“Los aumentos previstos permitirán financiar, entre otras fuentes, un plan de inversiones de 2.700 millones de dólares para este año”, se ratificó.
La Secretaría de Energía de la Nación tiene previsto resolver dentro de los próximos treinta días hábiles que porción del precio del gas PIST será derivado a la factura del usuario consumidor en 2021 y cuál es la proporción que será cubierta con subsidio estatal.
Ello luego de la audiencia pública que convocó y realizó con tal objetivo, en un contexto de ordenamiento fiscal contemplado en el Presupuesto por el ministerio de Economía, del cual depende la cartera energética.
Un Resumen Ejecutivo de la cartera a cargo de Darío Martínez, con números presentados a quienes se interesaron en participar de la audiencia, indicó que actualmente “entre el 55 y 60 por ciento del costo del gas natural de la demanda residencial y de comercios es absorbido por el Estado Nacional”.
El costo fiscal total considerado en el Presupuesto 2021 para la demanda prioritaria de gas es de 110.586 millones de pesos si se toma en cuenta el presupuesto aprobado, y de 132.900 millones de pesos si se considera el REM (Relevamiento de Expectativas del Mercado ) del BCRA.
Las partidas adicionales necesarias para cubrir esa demanda varían entre 36.736 y 56.087 millones de pesos y no están previstas en el Presupuesto. “Si damos cumplimiento a la pauta presupuestaria las tarifas deberían actualizarse entre 17 y 23 %, o entre 25 y 35% si se toma en cuenta el REM”, se indicó.
El análisis de los costos de producción del gas no convencional puesto en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte no formó parte del informe oficial, y varios oradores participantes reclamaron por esta cuestión. Energía definió un precio tope de 3,70 dólares por millón de BTU para las productoras que participaron de la licitación del Plan Gas Ar 2021-2024, precio que algunos expositores técnicos (IESO) y el legislador José Luis Ramón, por caso, consideraron alto.
En base a datos propios plantearon adecuado un precio del gas del orden de los 2,2 dólares por MBTU, pero además cuestionaron como repercutirá esa dolarización en el resto de la estructura tarifaria en pesos (transporte y distribución) en la factura al consumidor. De hecho, en las próximas horas tendrá lugar una audiencia pública convocada por el ENARGAS para analizar el componente VAD (Valor Agregado de Distribución) .
Se trata de un régimen de tarifas de transición para salir del congelamiento que se extenderá por hasta dos años, mientras se avanza con una nueva Revisión Tarifaria Integral (RTI). Varios participantes reclamaron que de momento no haya aumento de las tarifas, otros reclamaron una ampliación de la Tarifa Social en el contexto de crisis, agravada por la pandemia.
En la estructura tarifaria del gas natural el precio del gas PIST representa del 40 por ciento, otro 25 por ciento son tasas e impuestos, y el resto corresponde al transporte troncal (11 %) y a la distribución por redes domiciliarias ( 24 %).
También se planteó saber cuál será la contraprestación de las productoras en materia de inversiones en infraestructura gasífera. Por caso, consideraron clave el desarrollo de capacidad de almacenaje de gas natural para su disposición en invierno, morigerando así precios por una menor importación desde Bolivia y de GNL.
De la demanda total de gas natural el 82 % es cubierta con gas argentino, 10 % con gas natural importado de Bolivia y 8 % con compras de GNL.
Con 42 oradores inscriptos la audiencia virtual se extendió por mas de seis horas, fue presidida por la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla Oporto, contó con la participación de representantes de la cámara de empresas nucleadas en CADE, de las distribuidoras en ADIGAS – que apoyaron el Plan Gas Ar-, de legisladores nacionales del oficialismo y de la oposición, de numerosas entidades de Defensa del Consumidor, y de las subdistribuidoras ISGA y FESUBGAS. Estas últimas denunciaron su crisis y reclamaron a Energía poder disponer del insumo gas a un precio 25 % inferior al del gas PIST, además de la financiación de una deuda que supera los 2.400 millones de pesos.
Durante el desarrollo de la audiencia pudo notarse además un reclamo coordinado a Energía sobre un pedido de adecuación del cuadro tarifario para una serie de partidos del sudeste bonaerense por razones climáticas (quieren ser asimilados a la Patagonia) para pagar menos. La Subsecretaria les comentó que el tema “ya lo tenemos bajo análisis”.
La funcionaria detalló que “en diez días el Secretario (de Energía) tendrá a disposición un informe de la audiencia y en no más de 30 días hábiles resolverá la cuestión motivo de esta convocatoria”.
Maggie Videla Oporto se refirió al Plan Gas Ar y a sus objetivos. “No vamos a tener el gas esperado en este invierno”. “El autoabastecimiento deseado entendemos que llegará a través de este plan”. “Desde la Secretaría tenemos que hacer los mejores esfuerzos para conseguir el gas al precio más económico y tener una tarifa asequible y gradual”, afirmó.
Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris Cono Sur comentó: “Esta adquisición nos permitirá aumentar nuestra participación en el mercado de servicios de completamiento no convencional , particularmente para el yacimiento de Vaca Muerta. Es un camino que comenzamos a recorrer en 2019 con la operación de la primera unidad de coiled tubing. Esta transacción permitirá a Tenaris ampliar su presencia en la provisión de productos y servicios a sus clientes en la región.”
Tenaris es una empresa líder en la fabricación de tubos de acero y servicios para la industria energética mundial y otras aplicaciones
El presidente de YPF, Pablo González, y el CEO, Sergio Affronti, presentaron un detalle del plan de inversiones diseñado “para poner a la compañía nuevamente en el sendero del crecimiento y la recuperación de la actividad”.
Tal como se anticipó hace algunas semanas para este año está previsto invertir 2.700 millones de dólares, lo que representa un crecimiento del 73 % respecto del año anterior, y casi el 80 % de dichas inversiones estarán destinadas a aumentar la actividad y la producción de gas y petróleo en los yacimientos que opera la compañía.
Parte del financiamiento de este plan de inversiones para el desarrollo de yacimientos será viabilizado con ingresos por un ajuste en los precios de los combustibles del 15 % escalonado en los próximos tres meses. Se trata de un incremento neto para la compañía, sin nuevos aumentos en el resto del año, se indicó.
Esto, sin considerar otros ajustes de precios que obedecerán a una próxima actualización de los impuestos que gravan a estos productos (ICL y CO2), y otro posible por la actualización de precios de los biocombustibles que se utilizan para el corte de naftas y gasoils.
Desde YPF se detalló que, en el no convencional, se estima invertir 1.300 millones de dólares para la perforación de más de 180 pozos nuevos, lo que le permitirá a la compañía sostener el liderazgo que hoy tiene en la formación Vaca Muerta.
También se desarrollará un ambicioso plan en el convencional con 800 millones de dólares de inversión, con foco en la recuperación secundaria y terciaria que muy buenos resultados está dando en yacimientos con muchos años de producción. Se estima que sólo en terciaria YPF va a invertir 120 millones de dólares, va a perforar 30 nuevos pozos inyectores e incorporar 10 nuevas plantas de polímeros a las 10 ya operativas.
La producción de gas volverá a ser un objetivo claro para YPF en el marco del Plan Gas Ar. Se prevé invertir 600 millones en este primer año y unos 1.500 millones de dólares en los cuatro años del programa, perforando más de 250 pozos.
Con esta actividad, la compañía prevé un crecimiento de la producción del 5 % en crudo y 8 % en gas en el segundo semestre del año, respecto del mismo período del año anterior.
Para poder viabilizar este plan de recuperación de la actividad YPF mantendrá una estricta disciplina en el manejo de los costos buscando mejorar en las eficiencias de las operaciones, se explicó. En 2020, ese trabajo permitió una reducción en los costos superior al 20 %.
La presentación del plan fue seguida por Sergio Zilliotto, gobernador de La Pampa; por Alicia Kirchner, gobernadora de Santa Cruz; Anabella Carreras, gobernadora de Río Negro; Rodolfo Suárez, gobernador de Mendoza; y Omar Gutiérrez, gobernador de Neuquén y presidente de la OFEPHI. También estuvieron el ministro de Desarrollo Productivo, Matias Kulfas y el secretario de Energía, Darío Martínez.
El interventor en el Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, destacó la decisión de realizar en los próximos días dos Audiencias Públicas, una convocada por la Secretaría de Energía y otra por el ENARGAS, para considerar –por separado- el precio del gas natural puesto en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST), y las tarifas de transición que se determinarán para los servicios de transporte y de distribución domiciliaria del fluído.
En una “Carta Abierta” a los usuarios y usuarios del gas y la ciudadanía en general, Bernal remarcó la importancia de la realización de estas audiencias para atender a ambas cuestiones, y salió al cruce de cuestionamientos formulados a este procedimiento “por parte de algunos blogs periodísticos que”, señaló, “vienen impulsando la idea de que las audiencias públicas no sirven para nada, tratando de desincentivar la participación de la ciudadanía”.
En su parte medular el texto de la carta explica que “la Secretaría de Energía de la Nación mediante Resolución 117/20 convocó a audiencia pública para poner a consideración de la sociedad la porción del precio del gas natural en PIST que tomará a su cargo el Estado Nacional “a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural”. Por otra parte, añade, “el ENARGAS mediante Resolución 47/21, convocó a audiencia pública con un objeto claramente diferenciado. Se tratará allí el Régimen Tarifario de Transición, tal lo dispuesto por el artículo 3° del Decreto 1020/2020 y concordantes”.
“Es sencillo de entender que ambas audiencias no tratan objetos similares. En efecto, la primera refiere a una ayuda estatal sobre el precio PIST y la segunda abordará una adecuación transitoria de tarifas propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios, en el marco de la realización del proceso de renegociación de las respectivas revisiones tarifarias”, describió el funcionario.
“Más que una contradicción o falta de coordinación, ambas audiencias públicas demuestran que el Gobierno Nacional pretende dar el debate más amplio, transparente y participativo posible de cara a la sociedad, para que todos y todas comprendan los factores técnicos que deben ponderarse a la hora de decidir sobre las cuestiones sometidas a la ciudadanía”, señaló Bernal.
“Para criticar las convocatorias a audiencias públicas, desdobladas según se explicó, se utilizó como ejemplo (periodístico) lo sucedido en 2016 cuando el Ministerio de Energía y Minería (MINEM) convocó a una sola audiencia pública, como si por ese solo hecho aquello estuviera bien y esto estuviera mal”, señaló.
Al respecto, el Interventor remarcó que “en primer lugar, se olvidó mencionar que lo que hizo el MINEM fue no convocar a audiencia pública. Fue precisamente el fallo de la Corte Suprema dictado en autos “Centro de Estudios para la Promoción de la Igualdad y la Solidaridad y otros c/Ministerio de Energía y Minería s/ amparo colectivo” (Agosto 2016), anulando las resoluciones 28 y 31 en los términos que allí se decidió, el que obligó al Ejecutivo a convocar a audiencia pública, la que finalmente ocurrió en septiembre de 2016”.
“El MINEM se vio obligado entonces a convocar a audiencia pública para el tratamiento del precio en PIST (y propano indiluido por redes); en paralelo, el ENARGAS convocó para poner a consideración todos los componentes de los cuadros tarifarios respectivos contemplados en la Ley 24.076, todo lo cual se unificó en una sola audiencia pública por razones de tiempo (considerar el apuro que tenía el MINEM por el “retraso” provocado, no por el fallo de la Corte, sino por su supina ignorancia respecto del marco regulatorio, lo que llevó a retrasar la ejecución plena de aquella la transición tarifaria, esto es, hasta la aprobación definitiva de los cuadros tarifarios resultantes de la Revisión Tarifaria Integral, ahora en proceso de renegociación)”.
En segundo lugar, agregó, “si bien en septiembre de 2016 hubo una única audiencia para el tratamiento del precio en PIST y los componentes de los cuadros tarifarios, en diciembre de 2016 (apenas tres meses después) el ENARGAS convocó cuatro audiencias públicas. ¿Con qué objetos? Tratamiento de la metodología de ajuste, modificación de reglamento, plan de inversiones, costo de capital y base tarifaria”.
“Sintetizando: cinco audiencias en tres meses, con el siguiente agravante: salvo el precio del gas y su escala ascendente, ya anunciada y fijada por (Juan José) Aranguren públicamente, lo presentado por las licenciatarias en las audiencias de diciembre de 2016 lejos estaba de haberse definido”, refirió.
Bernal sostuvo que “a diferencia de lo ocurrido ahora, las licenciatarias presentaron escenarios, metodologías de ajuste y componentes tarifarios que recién se cerraron sobre la salida de la RTI (Revisión Tarifaria Integral), precisamente entre febrero y marzo de 2017 (los cuadros tarifarios entraron en vigencia el 1 de abril), cuyo contenido hubiera sido de vital importancia para el debate y conocimiento previo de ciudadanía en razón de ser la columna vertebral sobre la cual se calcularon las tarifas”.
Respecto de la RTI de 2017, el funcionario recordó que está a disposición “toda la información vinculada a los resultados de la revisión y la auditoría conducida en el marco del Decreto 278/20” y también “las dos denuncias presentadas por el ENARGAS contra ex funcionarios y funcionarias del MINEM y del propio ente regulador, gestiones de David Tezanos y Mauricio Roitman.
Bernal también explicó en su “carta abierta” la participación en las audiencias próximas a los Defensores Oficiales de los Usuarios y Usuarias de Gas, indicando que esa figura no es nueva ni atípica “existen en el Organismo antecedentes de actuación de la figura del Defensor Oficial de los usuarios y usuarias, tales como ser los que constan en las Resoluciones ENARGAS 2417/01 y 769/98, así como en algunas otras”.
“La decisión del ENARGAS –sostuvo- no hace más que restablecer esta figura transcurridos aproximadamente 18 años de su última participación”, y “esta figura resulta del todo compatible con los objetivos para la regulación del transporte y distribución de gas natural que son ejecutados y controlados por el ENARGAS, así como del reglamento de audiencias públicas y el Decreto 1020/20”.
“La designación de la figura del Defensor de los usuarios y las usuarias se enmarca también en el Artículo 42 de la Constitución Nacional que incorpora la defensa de los intereses de los consumidores, y en el marco regulatorio o Ley Nacional 24.076”, indicó.
“La audiencia pública y la decisión de reactivar la figura de los y las Defensores de usuarios y usuarias implica utilizar las herramientas que el marco legal pone a disposición para cumplir con las obligaciones asignadas por el marco constitucional y convencional: transparencia, información adecuada y veraz, así como amplia participación”, y también “cumplir con la instrucción del Presidente Alberto Fernández, de tener en la Argentina tarifas justas, razonables y asequibles, sustentables en lo productivo y equitativas en lo distributivo”, suscribió Bernal.
En un contexto sensible de pandemia en el que se busca promover la vuelta a las aulas, YPF se pone al servicio de las y los trabajadores de la educación con un beneficio exclusivo para acompañar el regreso a clases presenciales.
De esta manera, los docentes, directivos, asistentes, preceptores, administrativos o personal de maestranza, de nivel inicial, primario y secundario de instituciones nacionales públicas y privadas podrá acceder a un descuento especial del 15% en la carga de combustible, el acceso a un desayuno bonificado en FULL y podrán realizar el escaneo de su vehículo en Boxes de manera gratuita.
El lanzamiento de este beneficio tuvo lugar en la estación de servicio de YPF ubicada sobre la Autopista La Plata / Buenos Aires y contó con la presencia del nuevo presidente de YPF, Pablo González, el CEO, Sergio Affronti, del ministro de Educación de la Nación, Nicolas Trotta, el gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kiciloff, la intendenta de Quilmes, Mayra Mendoza, la jefa de gabinete de Avellaneda, Magdalena Sierra y la directora general de Educación y Cultura de la provincia de Buenos Aires, Agustina Vila, entre otras autoridades.
“Todas y todos estamos haciendo un enorme esfuerzo para que nuestros hijos y nuestras hijas vuelvan a compartir el aula. Por eso, decidimos acercarnos a todo personal educativo con un beneficio que sólo una compañía como YPF les puede dar porque es la única con presencia en todo el país. Estamos muy orgullosos de ponernos al servicio de la educación y sus trabajadores con esta acción” afirmó el presidente de YPF.
A su turno, Trotta expresó: “Hoy, que estamos promoviendo una presencialidad cuidada en el contexto de pandemia, YPF se suma a acompañar el regreso a las clases presenciales, colocando su red de estaciones al servicio de las y los trabajadores de la educación. En cada lugar de la argentina hay una estación de YPF y saber que nuestros maestros y maestras van a tener un descuento en cada una de ellas, es fundamental para incentivar y acompañar este proceso en todo el país”
Este beneficio se suma al que ya está vigente para el personal de la salud, entre otros acuerdos que le permitieron a YPF poner las estaciones al servicio del país.
Mecánica del descuento Todo el personal educativo que quiera acceder a este beneficio deberá registrarse en forma muy simple en personaleducativo.ypf.com y aguardar el mail que le confirme que es parte de la comunidad.
Para acceder al beneficio en combustibles, deberán descargarse la APP YPF, mientras que para acceder al beneficio en FULL o BOXES bastará con su DNI o número de socio Serviclub.
Por séptimo año consecutivo, Pan American Energy (PAE) y la Society of Petroleum Engineers (SPE) lanzan su Programa de Becas dirigidas a estudiantes a partir del tercer año de la carrera de Ingeniería en Petróleo y con excelente rendimiento académico. Las inscripciones se encuentran abiertas hasta el 31 de marzo.
El objetivo del programa es promover el estudio de carreras vinculadas con la producción de hidrocarburos y, de esta manera, desarrollar la oferta de profesionales egresados en la industria.
La convocatoria se abre para estudiantes de las 6 universidades de Argentina que dictan la carrera de Ingeniería en Petróleo: la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), la Universidad Nacional del Comahue, la Universidad Nacional de Cuyo, la Universidad de Buenos Aires y la Universidad Nacional Arturo Jauretche.
Los postulantes interesados en aplicar al programa de becas podrán contactarse con los capítulos estudiantiles de SPE de las universidades mencionadas.
Con esta alianza PAE renueva su compromiso con la educación con el objetivo de estar cerca de los estudiantes y acompañarlos en su desarrollo profesional.
SPE es una entidad sin fines de lucro con más de 25 años en Argentina y miembro de la SPE Internacional. Tiene por objetivo ser la más importante Sociedad de Ingenieros en Petróleo dedicada a la divulgación del conocimiento técnico y la capacitación de los profesionales de la industria del petróleo y el gas.
La venta de energía renovable a Grandes Consumidores es una alternativa para todas aquellas industrias que desean optar por fuentes de abastecimiento energético sustentables que les permitan reducir sus emisiones de CO2. Al respecto, Cargill eligió a Genneia para abastecerse de la energía generada en sus centros renovables, así como ya lo han hecho anteriormente Bimbo Argentina, Loma Negra, Banco Macro, Royal Canin y McCain, entre otras.
Con este acuerdo, la planta de Cargill ubicada en Gobernador Gálvez (Provincia de Buenos Aires) recibirá al año 10.000 MWh provenientes de los Parques Eólicos Villalonga, Pomona y próximo a habilitarse, Chubut Norte II, cubriendo con estas fuentes un porcentaje del consumo energético de su proceso productivo.
Como consecuencia, la multinacional líder en alimentos, productos agrícolas, financieros e industriales, reducirá sus emisiones en más de 5.000 toneladas de CO2 al año.
Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia se manifestó “orgulloso de celebrar un nuevo contrato Mater con Cargill y poder brindar energía limpia para sus procesos productivos a través de nuestros parques”. “Seguimos enfocados en lograr un cambio ambicioso, cada vez más sólido en materia de energías renovables y que permita una transformación real en nuestra matriz energética”, manifestó.
Cargill se suma al grupo de empresas privadas que ya eligieron transformar su consumo energético de manera consciente y responsable junto a Genneia. En los últimos 3 años, la empresa de energía logró ampliar en más de 830 MW su potencia instalada renovable ya existente con la puesta en marcha de sus parques eólicos Madryn y Chubut Norte (en la provincia de Chubut), Villalonga y Necochea (en Buenos Aires), Pomona (en Río Negro) y su parque solar Ullum (en San Juan); transformándose en líder dentro del mercado de las energías renovables.
La Secretaría de Energía autorizó (Resolución 171/21) el ingreso como Agente Generador del MEM a la empresa YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. para su Parque Eólico Los Teros II, con una potencia de 52,4 MW, ubicado en el Partido de Azul, Provincia de BUENOS AIRES, conectándose al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en 132 Kv de la nueva Estación Transformadora Los Teros, vinculada a la Línea de Alta Tensión Olavarría – Tandil, jurisdicción de la Empresa de Transporte troncal TRANSBA.
A un año desde que todos nos tuvimos que plantear y sumar nuevos desafíos, podemos decir que además en MEIP Ingeniería continuamos apostando fuerte a la Industria Nacional, no solo con nuevos desarrollos sino triplicando nuestra capacidad y espacio de trabajo. Sumamos una nueva Planta Industrial, “Drago 2”, logrando una superficie cubierta de 2200 m2, capacidad de izaje de 20 toneladas, Cabina de Pintura y Granallado y amplio Playón de Maniobras y Carga de equipos terminados. MEIP Ingeniería es una empresa con más de 40 años de trayectoria en el rubro del Gas & Petróleo, con amplia experiencia en la provisión de equipos y paquetizados, Estaciones de medición y Compresión, Obras Llave en Mano y Montajes; confiando en nosotros clientes de la envergadura de las siguientes empresas:
YPF, YPF Luz, Shell, Pan Americam, Total Austral, AESA, Pampa Energía, TGS, TGN, Oldelval, Alfalaval, Vasa, Mercedes Benz,Techint, Tecpetrol, Pluspetrol, Pecom, Secco,CAPSA, entre otras.
Nueva Planta Drago 2
Hemos desarrollado, hoy con más de 150 equipos instalados a lo largo del país, la Unidad de Negocios de Calentadores Eléctricos en post de proyectos no solo sustentables sino 100 % de fabricación nacional, avalada ante el INTI y respaldada por el Plan Sustenta creado por YPF. Los mismos son equipos que operan tanto en Gas como en Crudo, siendo su aplicación en la adecuación del Gas en las Centrales Térmicas tan vital como el tratamiento del Crudo con parafinas, por nombras dos aplicaciones mas relevantes. Pero en MEIP Ingeniería el lema y la inquietud es siempre buscar y crear nuevos desafíos. Central Térmica Manantiales Behr
“hoy nos encontramos en plena etapa de fabricación y desarrollo de una serie de equipos nuevos que estamos seguros serán nuestra vedete para este 2021/2022, siempre atentos y respondiendo a las inquietudes de nuestros clientes” nos comenta uno de sus CEO, el ingeniero. Químico Horacio L. Pino
Ampliación Central Térmica Loma de la Lata
Seguramente tendremos entonces nuevas novedades a compartirles en el corto plazo! Mientras tanto les compartimos algunas imágenes de lo hecho, subrayo Pino.
En el marco de la licitación Ronda II del Plan Gas.Ar, Pampa Energía fue una de las dos únicas empresas que se presentó, y al igual que en la Ronda I, ofreció incremento de producción para el periodo invernal, habiéndosele adjudicado hasta 1 millón de m3/día adicionales para el 2021 a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU.
Este precio es considerablemente inferior a los U$ 8,50 por millón de BTU de importación de GNL, según lo informado por la Secretaría de Energía en su informe técnico para la Audiencia Pública.
Con este incremento Pampa pasa de una inyección de 7,1 millones de m3/día durante el invierno del 2020 a 9 millones de m3/día para los inviernos de 2021 al 2024, lo que representa un aumento de producción del 28% en los meses de mayor necesidad de abastecimiento de gas para el país.
Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera.
La compañía destacó el fuerte compromiso inversor de Pampa en el sector, que superará los U$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar.
Esta inversión se suma a los U$ 200 millones que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada de Barragán, y forman parte del plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas.
Acerca del Upstream de Pampa Energía
Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y tiene una participación del 8% de la superficie de Vaca Muerta.
En 2020 produjo 4.400 barriles por día de petróleo y de 6,9 millones de metros cúbicos de gas por día (en participación) aproximadamente.
El Ente Regulador de la Electricidad decidió prorrogar, en el ámbito de su competencia, la prohibición de corte del servicio eléctrico a personas usuarias por deudas previas al 28 de febrero del 2020.
Mediante la Resolución 58/2021, se instruyó a las empresas Edenor y Edesur a que se abstengan de suspender el suministro a aquellas personas usuarias que hayan originado o agravado deuda durante la vigencia del Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) y el Distanciamiento Social Preventivo y Obligatorio (DISPO) en base a las Resoluciones ENRE 27/2020, y 35/2020.
A partir de las diversas instancias de escucha con asociaciones de usuarios, las multisectoriales, las Cámaras de Comercio, los Municipios, las organizaciones sociales y entidades como la Dirección Nacional de Empresas Recuperadas, la Intervención del Ente Regulador de la Electricidad “tomó nota de la preocupación manifestada en torno a las campañas de intimación de pagos con amenaza de corte de suministro llevadas a cabo por las distribuidoras”, se indicó.
La Resolución establece también que las empresas deberán informar el monto que las personas usuarias mantienen como saldo adeudado, al 31 de diciembre del 2020, y las deudas que se originaron entre el 1 de enero y el 28 de febrero del 2021, para que dichos montos puedan ser percibidos conforme a las pautas que establezca, oportunamente, el Ente Regulador.
Asimismo, a fin de que las personas usuarias puedan abonar los consumos actuales evitando incurrir en nuevas deudas, se instruyó a las concesionarias a que, a partir de la publicación de la medida, emitan la liquidación de servicio público incluyendo únicamente los importes correspondientes a los consumos del período, la carga impositiva y, en aquellos casos en que corresponda, las cargas municipales.
Esta decisión, se indicó, “se corresponde con la obligación del Ente Regulador de velar por la continuidad, universalidad y accesibilidad del servicio público de distribución eléctrica, ponderando la realidad socioeconómica de las personas usuarias”. “Del mismo modo, tiende a evitar la exclusión de numerosas personas usuarias de los servicios públicos de energía eléctrica, lo cual significaría un agravamiento del perjuicio social producido por la pandemia del COVID-19″.
La convocatoria de la Secretaría de Energía a una Audiencia Pública, el 15 de marzo, para analizar el costo del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y la que programó para un día después el Enargas para considerar los costos del Transporte y de la Distribución domiciliaria del fluído, se enmarcan en cuestiones técnicas, económicas y legales que el gobierno nacional debe atender, aún en el contexto de “transición tarifaria” que ya determinó hasta que haya una nueva Revisión Integral (RTI).
En los últimos días se difundieron informes y se anotaron declaraciones desde el ámbito oficial que permiten apreciar la persistencia de indefiniciones acerca del criterio que se seguirá en cuanto a los nuevos cuadros tarifarios a aplicar en este rubro, y también en el de la electricidad, y el nivel de subsidio estatal a estos ítems.
La Secretaría de Energía publicó un Informe Técnico correspondiente a la Audiencia Pública convocada para el tratamiento de la porción del Costo Total del Gas que en 2021 se requerirá para abastecer la demanda prioritaria, que el Estado tomará a su cargo, tal como lo posibilita el decreto 892/20 que estableció el Plan Gas.Ar.
Al respecto, Darío Martínez expresó que “esta Audiencia Pública es una buena oportunidad para clarificar este tema intercambiando ideas entre los usuarios, las empresas productoras, las transportistas, las Pymes y el Gobierno”
El Secretario de Energía manifestó que “darle transparencia a la información ayuda a llamar a las cosas por su nombre. Es necesario comprender cuál es la situación actual, de qué parte del costo del gas se está haciendo cargo el Estado y cuál los usuarios, y qué significa eso en tanto costo fiscal y en materia presupuestaria”.
El funcionario agregó que “a partir de la información precisa, es muy importante escuchar a todos los actores respecto de cuál debe ser la porción del costo del gas que esté a cargo del Estado, y de qué manera ese beneficio es trasladado a los usuarios; porque no es lo mismo que se distribuya de manera igual o plana, que ese gran esfuerzo fiscal beneficie prioritariamente a quienes más lo necesitan por su condición socioeconómica”.
Según el Informe Técnico, el Estado Nacional está tomando actualmente a su cargo una porción equivalente al 60% del costo total del gas natural necesario para satisfacer la demanda prioritaria.
La continuidad de esta situación implica un costo fiscal anualizado para el año 2021 de $ 132.963 millones y determinaría una necesidad de partidas adicionales no previstas en el Presupuesto Nacional 2021, generando un faltante de $ 56.087 millones, lo que requeriría de mayores ingresos fiscales o de una reestructuración presupuestaria que derive fondos actualmente asignados a otras erogaciones.
En el documento también se señala que mantener inalterables las partidas presupuestarias aprobadas en el Presupuesto Nacional 2021, considerando la porción que se imputa a IEASA en concepto de volúmenes de origen importado (Bolivia y GNL) destinadas a financiar la porción que el Estado toma a su cargo del costo total del gas natural necesario para abastecer la demanda prioritaria, implicaría readecuar la proporción de ese costo que hoy toman a su cargo los usuarios.
Ello implicaría que el componente gas debería ser corregido en un 63%, que se traduciría en una adecuación tarifaria del orden de entre el 26 y el 35 % para el caso de dos ejemplos para consumos mensuales de los meses de marzo y julio respectivamente, indicó Energía, cartera que está en la órbita del ministerio de Economía.
Por otra parte, y con relación a los componentes de Transporte y de Distribución (VAD) de la factura por este servicio, desde el Enargas se han mantenido reuniones con las empresas respectivas, las cuales suministraron informes de costos operativos y formularon sus requerimientos de actualización de esos valores a partir de abril.
El Ente Regulador informó el 5 de marzo que “por primera vez en la historia del Organismo, se encuentra disponible en su portal de Internet, www.enargas.gob.ar, un resumen de las presentaciones efectuadas por las empresas transportistas de gas correspondientes al Régimen Tarifario de Transición (Decreto 1020/20), que es objeto de la Audiencia Pública del miércoles 16.
El citado resumen, se indicó, sintetiza las propuestas de cada transportista, detallando los incrementos en tarifa propuestos (58 % TGS y 44 % TGN) junto a los correspondientes impactos estimados en las facturas promedio, “para facilitarle a la ciudadanía interesada un rápido acceso a las propuestas”.
En los últimos días trascendieron versiones según las cuales desde el Ente Regulador se estaría considerando no reconocer nuevos valores a las transportistas (vale decir que seguirían congelados) en tanto que una actualización del VAD sería en un monto menor al 10 por ciento. Las distribuidoras están disconformes y las transportadoras (TGN y TGS) advierten que si esto se confirma reclamarán judicialmente.
“Vamos a extraer los recursos a partir de un entramado productivo tecnológico y diversificado en todas las provincias argentinas, motorizando la creación de empleos de calidad, el desarrollo local de las comunidades, la innovación tecnológica, el desarrollo de nuevas empresas y la incorporación de los desafíos de la industria 4.0”, afirmó el Presidente Alberto Fernández en el discurso de inauguración de las sesiones del Congreso.
Sin embargo y pesar de tener un Ministerio de Ciencia y Tecnología y otro de Desarrollo productivo y una petrolera estatal, la perspectiva sobre el desarrollo tecnológico es generalista y pobre y sólo se manifiesta en el discurso. En la práctica, la desarticulación entre los saberes, las pymes y la industria total.
Y si bien es cierto que se necesitan fondos y financiamiento para el desarrollo, la escasez y la pandemia no impiden poner en el papel un plan de desarrollo estratégico que articule a las pymes industriales, tecnólogos, instituciones universitarias que desarrollan tecnología y a las empresas hidrocarburíferas, en particular a YPF.
Estrategia
El “Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” quedó plasmado el año pasado en el decreto 892/2020 y su Resolución reglamentaria, la 317/2020. Tras la sanción de la norma, YPF manifestó su disconformidad por la discriminación de AESA, lo que dejó al desnudo facetas de un conflicto entre empresas de servicio neuquinas y la propia AESA, hija dilecta y endeudada de YPF. Pero también abrió la puerta a un análisis que nos permite dilucidar dónde estamos parados y hacia dónde vamos en materia de energía e industria y el alcance y naturaleza de la estrategia energética que lleva adelante la Secretaría de Energía a cargo de Norman Darío Martínez.
El sector energético por sus implicancias económicas atraviesa, sin excepción, a toda la sociedad argentina. Su funcionamiento es de difícil comprensión para las grandes mayorías porque conlleva enormes complejidades tanto técnicas, económicas, jurídicas e ingenieriles, pero es de importancia estratégica, no sólo para el desarrollo de nuestra sociedad, sino para su propia subsistencia.
Es probable que, la importancia de estos factores expliquen el porqué de la decisión del presidente Alberto Fernández de quitarle al ministro Matías Kulfas la cartera de Energía y disponerla bajo la batuta del ministro Guzmán. Buena parte de la sociedad, sobre todo aquella que comprende la importancia estratégica de los hidrocarburos, espera aún conocer varias cuestiones vinculadas al desarrollo del sector energético, porque se trata del primum movens del desarrollo industrial y tecnológico del país.
La ingeniería argentina y otras disciplinas académicas también esperan que el sector hidrocarburífero articule los desarrollos tecnológicos con las industrias nacionales.
El Decreto
El extenso decreto 892 tiene varios ejes, entre otros, asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural (y de hidrocarburos líquidos) e incorporar nuevas reservas: la recuperación de la producción y propender al crecimiento sostenido de las reservas. Y va de suyo que las exportaciones serán autorizadas siempre que se priorice el mercado interno.
El decreto reafirma el cumplimiento de los mandatos de la Ley N° 26.741 y desgrana algunos de sus objetivos, como la promoción del empleo, la incorporación de nuevas tecnologías que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en el país y la promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado.
La defensa de la hija
En el marco del Plan, los mayores productores gasíferos presentaron someros planes de inversión, los mismos podrán encontrarse al final de esta nota
En su informe, que denomina “Valor Agregado Nacional – Plan gas 2021-2024”, la petrolera de bandera manifestó su disconformidad por la limitación a la participación de AESA, estipulada –sin nombrarla– en la Resolución 317/2020. La norma de referencia, contenida en el Anexo VI “Compromiso con el Valor Agregado Nacional” deja afuera solamente a AESA, empresa de servicios petroleros controlada accionariamente por YPF S.A.Dicho anexo dice que “A los efectos de dar cumplimiento con los compromisos con el Valor Agregado Nacional, no se considerarán empresas `locales, regionales y nacionales ́ a aquellas personas jurídicas controladas accionariamente, directa o indirectamente, por las empresas productoras de gas natural”. Según el Informe de YPF “la disposición constituye una injustificada restricción del acceso al mercado para empresas de servicios nacionales que históricamente aportaron valor a la industria nacional, por la sola circunstancia de estar vinculadas con empresas productoras, restricción que se contrapone con el objetivo general de la norma y del Programa que ésa reglamenta.”
Al respecto es preciso señalar que una norma nacional categorice a las empresas como “proveedores locales, regionales y nacionales” otorgando privilegios a las empresas locales por sobre otras nacionales podría ser atacada de inconstitucional.
Las causas
Si el Decreto N° 892/2020 busca una mejora en la productividad, mayor competitividad, eficiencia y calidad de la industria local, la restricción impuesta parece ser un obstáculo insalvable.
Surgen a priori algunos interrogantes ¿Es AESA una empresa nacional? las empresas internacionales representada por sociedades con domicilio en Neuquén ¿son consideradas empresas “locales”? ¿Por qué es la única que está siendo afectada por la norma? ¿Por qué se privilegia a las empresas neuquinas por sobre el resto de las nacionales? ¿Tan importante es el volumen del negocio?
Una vez más, en la visión de YPF, y siendo objetivo del Decreto 892/2020 “promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera”, y requiriendo el Anexo VI del Pliego “un mecanismo de contratación transparente y abierto que garantice la plena concurrencia a los proveedores locales, regionales y nacionales”, la exclusión de AESA de la consideración de empresa nacional conspira contra el objetivo de la norma.
La grieta patagónica
Los empresarios afincados en Neuquén, descorcharon de lo mejor al enterarse del contenido del decreto; en definitiva, el secretario Norman Darío Martínez es un neuquino de ley. Hacía rato que las empresas agrupadas en las cámaras de empresas de servicios petroleros neuquinas venían apuntándole a AESA en una lucha sin cuartel por obtener los contratos de locación de servicios de las grandes hidrocarburíferas.
Las empresas neuquinas le apuntan a AESA, porque afirman que YPF le otorga ventajas en detrimento de las industrias neuquinas, algo lógico e inevitable, YPF está endeudada y AESA suma un pasivo con su nave nodriza que ronda los US$ 100 millones.
Los estratos de la pequeña burguesía de obras y servicios neuquina defienden sus intereses corporativos a través de cámaras y federaciones y estas corporaciones tienen cierto poder de fuego que lo ejercen en tándem coligados con los sindicatos que en oportunidades cuenta con la anuencia y colaboración miembros del MPN.
Los contactos entre sindicatos obreros y patronales suelen mantenerse bien aceitados merced a los beneficios empresarios que reciben los representantes de los trabajadores. Aún así y a pesar de las acciones conjuntas, los intereses individuales de las empresas suelen interferir con la estabilidad y permanencia de las alianzas.
La lucha por el “Manpower”
Por una parte los gremios denuncian públicamente despidos y falta de inversión en AESA y San Antonio, dos empresas subsidiarias de YPF y por otra acusan a la estatal de perjudicar a las provincias y a la actividad en general beneficiando a sus dos empresas controladas, un verdadero galimatías.
En realidad ¿cuál es el volumen en juego?. Como puede apreciarse en el cuadro, los costos laborales no son los más relevantes en los proyectos de producción Shale.
Fuente: YPF
Ahora bien ¿cómo se componen esos costos? Según YPF son cuatro las etapas de construcción del pozo tipo: armado de la locación, perforación, terminación y bajada de instalación final.
El armado de locaciones: representa el 0,5% del costo del pozo tipo y se compone principalmente del servicio de movimiento de suelos.
La perforación se lleva entre el 50 y 70% del costo del pozo y el 72% se realiza con empresas internacionales, (perforación con equipos high sepa, direccional, cementación, underbalance, lodos) el porcentaje restante se conforma con tuberías, cabezales, etc.
En shale gas, la terminación representa el otro 50% y casi el 60% se paga a empresas internacionales. Del 100% de un pozo, en el mejor de los casos, el 60% se factura desde empresas multinacionales de perforación y terminación de pozos.
El 56% de esta etapa es realizado por empresas internacionales, principalmente por la provisión de servicios de fractura, wireline y tapones de fractura.
Finalmente, la bajada de instalación final y los sistemas de producción conforman sólo el 4,3% del costo pozo. Los materiales de la instalación final corresponden principalmente a la provisión de cañerías de fabricación nacional mientras que los sistemas de producción serían importados.
Nada dice la norma sobre la importación de bienes y servicios, a pedido de las empresas internacionales (Halliburton, Baker, Weatherford) que representan el 50 % del gasto, en perforación. Schlumberger no tiene arenas y aceptaron que la arena corra por cuenta de YPF, la parte del león se la llevan las perforadoras.
La norma invita a pensar que la provisión nacional, como sucede en Indonesia, Arabia Saudita o Ecuador, se reduce a logística, transporte, montaje, pintura, limpieza, reparaciones, provisión de agua y cargas sólidas. Por tanto, la pelea de los empresarios “locales” es sólo por un 10%, es decir, la cuota de la agencia de colocaciones.
Tras casi 10 años de expropiación de YPF ¿dónde están los desarrollos industriales y tecnológicos locales?
“Curva de aprendizaje”
Un somero análisis de impacto en el desarrollo industrial de las propuestas podría producir un gran desconsuelo. Entendemos que la tecnología para la fractura se importa y eso es totalmente entendible, pero de nuevo, surge otro interrogante: ¿será así por siempre?
E nuestro país no se fabrican bombas ni motores para fracking, aunque buena parte podría construirse aquí, nos está faltando acero que resista presiones de más de 10.000/15.000 psi (700 a 1.000 atmósferas) los ingenieros saben que el acero a altas presiones tiene un comportamiento diferente.
Es decir que un desarrollo metalúrgico –algo básico y elemental– como los que ya se hicieran en otras épocas podría abrirnos la puerta nuevamente a una industria semipesada, porque no es problema la fabricación y mecanizado y montaje del resto de los equipamientos.
Entonces, teniendo en cuenta la historia de industria metalúrgica argentina ¿por qué no se avanza en el estudio del acero para lograr resistencias que permitan esas altísimas presiones? ¿Por qué no se encara de una buena vez el desarrollo del equipamiento para explotar uno de los yacimientos shale más grandes del mundo?
Si el objetivo políticoestratégico del Gobierno es el desarrollo tecnológico e industrial, nada indica que se marche en el sentido correcto. En todo su informe YPF no menciona ni una sola vez a Y-tec.
Tampoco hay menciones a convenios con el INTI, con universidades nacionales, CONICET o cámaras pymes industriales y que el objetivo sea el desarrollo y/o sustitución de importaciones e innovación. ¿El INVAP podría aportar al desarrollo de un polo de producción de electrónica sofisticada aplicada a la exploración y explotación? Tantos logros elogiados y no terminamos de concluir que podemos tener ese polo electrónico que necesitamos.
Shell señala en su informe que cumple con la ley provincial N° 3.032, por lo que la provisión neuquina contará con una ventaja del 7% en la comparación de ofertas. Sin embargo, surge otra pregunta: ¿tiene la Provincia de Neuquén capacidad para controlar que no integren materiales importados en la industria neuquina? ¿Qué se fabrica en Neuquén hoy y qué planes de desarrollo industrial tiene la provincia?
El fundador de YPF, también fundó un instituto del petróleo, el más antiguo del mundo hidroacrburífero hispanoparlante. Allí hay desarrollos en materia de simulación de fracturas y geofísica, pero el divorcio entre las casas de altos estudios y las empresas es ostensible.
Es evidente que buena parte de la dirigencia Argentina ha renunciado al desarrollo tecnológico de largo plazo y con la consecuente articulación con la industria y las cátedras. Hoy parece mucho pedir una mirada sobre lo que hacen y han hecho Canadá o Noruega
Una última cuestión, que podría ser la primera en otro debate: infraestructura. Entre el 60% y 80% del gasto se va en perforación y éste se realiza en su gran mayoría con empresas de servicios internacionales, pero ¿qué pasa con la infraestructura? ¿qué empresa va a construir un oleoducto o un gasoducto? ¿qué empresa va a hacer una planta de tratamiento o bombeo o compresión? No hay indicio de cómo se transportarán los recursos extraídos ni quién va a financiar la infraestructura, aunque todo indica que serán las arcas nacionales la que sufragarán los gastos.
No está demás recordar que la gestión Macri cargó al país con una deuda sideral pero no pudi obtener US$ 800 millones para construir un gasoducto.
El pasado que vuelve
En los 90 asistimos al desmantelamiento parcial o total de empresas proveedoras que sustituían importaciones tecnológicas. Algunas resistieron y llegaron exhaustas a la pos crisis del 2001. La expectativa por las iniciativas políticoeconómicas surgidas en 2003, alcanzaron sólo para recuperar capacidad productiva instalada.
Pero la industria lleva casi de dos décadas con pocas incorporaciones de productos y servicios, y escasas innovaciones. De a poco la industria local se va apagando. Los tecnólogos e industriales se están poniendo viejos, el continuo fracaso los esta llevando a quedarse sin sucesores, las nuevas generaciones no quieren repetir el calvario que sus mayores sufren desde hace 20 años.
Si no se da un giro al rumbo encarado, no habrá recambio generacional en esta industria. Cuando queramos empezar, sólo el silencio nos hará compañía, es por eso que éste es un momento bisagra.
Si las nuevas políticas económicas anunciadas para el desarrollo de hidrocarburos no toman en cuenta el capital en conocimientos acumulado -y vigente- en más de 400 pymes que diseñan y fabrican con tecnología propia se perderá definitivamente y otra rama de la industria desaparecerá, como ya ocurrió con la electrónica, los autopartistas propios, la industria naval, muchas eléctricas de potencia y tantas otras.
Tenemos la posibilidad de conformar en el acto un polo tecnológico e industrial con esas pymes, el CONICET, el INTI, las universidades e Y-Tec. Un polo que aborde el desarrollo tecnológico de Vaca Muerta y otros no convencionales, el próximo offs-hore y la transición energética. Un polo que no sólo siga sustituyendo importaciones, sino que pueda ser una fuente de divisas por exportaciones. Es entendible la premura del gobierno por salir del paso, pero tuvo casi un año para planificar con agudeza. El shale gas (y el shale oil) nos ofrece una última oportunidad para volver a crecer con desarrollos tecnológicos propios e industria argentina, no dejemos pasar el tren.
(*) María del Rosario Martínez, es directora de Energía&Negocios
YPF recortó parte de las pérdidas del año 2020 en el cuarto trimestre en base a la recuperación de la demanda y la reversión de cargos por deterioro de activos en el marco del nuevo plan de estímulo al desarrollo del gas natural.
El resultado neto del año 2020 arrojó una pérdida de 1.098 millones de dólares equivalentes, recortando en más de 540 millones de dólares en el cuarto trimestre la pérdida acumulada durante los 9 meses al 30 de septiembre, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.
En este contexto, YPF tiene planificado invertir 2.700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual se destaca una inversión de 2.100 millones en los negocios de Upstream relacionados con la producción de gas y petróleo. Dentro de ese valor, 600 millones serán destinados específicamente a la producción de gas natural, principalmente a proyectos relacionados con sus compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas.
En tanto, y en línea con una mayor normalización de la actividad económica, la demanda de combustibles aumentó más de un 15% en el cuarto trimestre respecto del trimestre anterior, sobrepasando las estimaciones previas, refirió la petrolera.
A diciembre 2020, los volúmenes de venta muestran todavía una contracción de 7 % y 6 % para las naftas y el gasoil, respectivamente, respecto a diciembre del año anterior, recortando la fuerte caída de alrededor del 70 % y 35 % respecto al año anterior que registraron las naftas y el gas oil respectivamente en el mes de abril, describió la compañía.
Por su parte, el nuevo plan de estímulo para el desarrollo del gas natural lanzado por el Gobierno (Plan Gas Ar) generó visibilidad de precios de mediano plazo y puso en valor ciertos recursos no explotados por la compañía que permitieron la reversión del cargo por deterioro de activos de gas del segundo trimestre de 2020.
La producción total de hidrocarburos de YPF alcanzó los 467 mil barriles de petróleo equivalentes por día en 2020 (-9% respecto a 2019) afectada especialmente por el freno en la actividad en el segundo y tercer trimestres del año producto de la pandemia COVID-19.
En términos de costos, la compañía continuó con sus esfuerzos por ganar eficiencia llevando a una reducción cercana al 30 % en 2020 en comparación el año anterior, normalizando efectos extraordinarios.
Tras la salida de la parálisis generada en los primeros meses del ASPO, la compañía logró reanudar gradualmente la actividad en los yacimientos. Al final del año, YPF tenía más de 80 equipos de torre en operación, en comparación con un promedio inferior a 20 equipos en el segundo trimestre.
En el no convencional, durante 2020 se alcanzó la mayor cifra de producción de shale desde que comenzaron los desarrollos en 2013, con 101 mil barriles equivalentes de petróleo por día.
Además, se observó una mejora significativa en la velocidad de fractura (medida como etapas por día), mejorando un 34 % en 2020, y se logró el récord histórico en términos de etapas de fractura por mes en enero 2021 con 412 etapas.
También, a fines de 2020 se puso en producción el pozo horizontal más largo jamás perforado en Vaca Muerta, en el yacimiento Bandurria Sur, que alcanzó una longitud lateral de 3.800 metros.
Por el lado del convencional, se lograron resultados positivos en recuperación secundaria y terciaria. Como ejemplo, Manantiales Behr, bloque en operación desde hace más de 90 años, cerró 2020 con la mayor producción de su historia, aumentando 7,9 % respecto al año anterior.
Asimismo, YPF señaló que, durante la vigencia de los contratos enmarcados en el nuevo Plan Gas (2021- 2024), las inversiones superarán los 1.500 millones de dólares, perforando más de 250 pozos, incluyendo áreas operadas y no operadas.
Luego del resultado exitoso del canje de deuda, el perfil financiero de la compañía mejoró sensiblemente y se complementó con una exitosa colocación de bonos locales por un total superior a 120 millones de dólares equivalentes en el mes de febrero 2021. Adicionalmente, la agencia Standard & Poor recientemente elevó en 2 escalas la calificación crediticia que tenía YPF antes del canje de su deuda a CCC+.
De esta forma se comenzó a sentar las bases financieras para alcanzar el objetivo de inversión para el año 2021, que permitirá comenzar a revertir la tendencia de declino de producción de los últimos años.
El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, se reunió con el ministro de Interior, Wado de Pedro, pocas horas después de su designación al frente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), organismo que nuclea a las 10 provincias argentinas productoras de gas y petróleo.
El titular de la cartera de Interior destacó “la designación del gobernador de Neuquén, una provincia que por primera vez va conducir este organismo”, consideró que ello implica “un aporte al fortalecimiento de la OFEPHI para propiciar el intercambio técnico entre las provincias y la articulación con el Estado nacional para el desarrollo de un sector clave para el país”.
Por su parte, el gobernador neuquino agradeció “la decisión y el respaldo de cada uno de los gobernadores de las provincias que han resuelto que a partir de hoy (3/3/2021) pueda conducir este organismo”.
La vicepresidencia será ejercida por su similar de Tierra del Fuego, Gustavo Melella.
“Vamos a trabajar para conectar técnicamente y desarrollar una agenda común para el porvenir de la industria hidrocarburífera , una verdadera política federal coordinada entre las provincias con el Gobierno nacional”, concluyó Gutiérrez.
La OFEPHI esta integrada por las provincias de Nuequén, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza, Salta, La Pampa, Rio Negro, Formosa y Jujuy.
La empresa de energías renovables Genneia, que hoy representa más del 20% de la capacidad instalada del país en este rubro, designó a Bernardo Andrews como su nuevo Chief Executive Officer (CEO), y aumirá el 1 de abril próximo, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de gestión.
Andrews, actual CFO de Genneia, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en los últimos años, con el desarrollo de 14 proyectos renovables, eólicos y solares, a lo largo del país.
Su designación como nuevo CEO es una demostración de confianza por parte de los accionistas de la compañía a la excelente gestión del management de la empresa, se indicó.
El ingreso de Genneia al mercado internacional de capitales y la negociación de los créditos con bancos de desarrollo y agencias de exportación europeas convirtieron al equipo liderado por Andrews en un claro referente en el financiamiento del sector energético, en Project Finance y en el desarrollo de energías renovables en Argentina.
Andrews trabajará con el equipo de finanzas en organizar la transición de la función financiera, preparando la incorporación del nuevo CFO de Genneia en el corto plazo.
Bernardo Andrews se incorporó a Genneia en 2016, tiene 49 años, es licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee una Maestría en Economía de la Universidad Torcuato Di Tella.
En su trayectoria profesional, ha cubierto posiciones como CFO en Corporación América y previamente, durante 11 años, desarrolló su carrera en GDFSuez (actual Engie) como Portfolio Manager, Director Financiero, CFO Regional y Head of Corporate Finance Regional.
“Genneia agradece la comprometida gestión llevada a cabo por Walter Lanosa desde enero del 2012, período en el cual contribuyó ampliamente al desarrollo y crecimiento de las energías renovables en nuestro país, marcando la historia no solo de la compañía sino también de la transformación de la matriz energética nacional”, remarcó la empresa.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica, convirtiéndola en la número uno del sector.
Pocas horas después de las definiciones de política tarifaria para los servicios públicos realizadas por el Presidente Alberto Fernández, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) anunció que expondrá en audiencias públicas las propuestas de cuadros tarifarios de transición en Transporte y Distribución de energía eléctrica “con el objetivo de preservar el derecho de las personas usuarias a la información, y registrar sus posturas”.
El Ente Regulador pondrá a consideración, en tales instancias, el cuadro tarifario de transición propuesto para los próximos dos años, se indicó.
Las Tarifas de Transición regirán en materia de transporte y distribución de energía eléctrica hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación (nueva RTI).
La Interventora del organismo de contralor, Soledad Manin, convocó a través de la Resolución 54/2021 a Audiencia Pública el 29 de marzo a las 8.00 horas para tratar el Régimen de Transición Tarifaria a la transportadora en alta tensión TRANSENER.
Asimismo, por medio de las Resoluciones 55/2021, 56/2021 y 57/2021, el ENRE convocó a Audiencia Pública para el mismo días pero a las 14.00 horas al Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y las empresas de transporte de energía eléctrica TRANSBA , DISTROCUYO , TRANSPA, TRANSCO, TRANSNEA y TRANSNOA , con el mismo objeto de considerar el Régimen de Transición Tarifaria .
Por otra parte, mediante la Resolución 53/2021, el Ente Regulador llamó a Audiencia Pública el 30 de marzo a las 8:00 horas para exponer el Régimen de Transición Tarifaria correspondiente al sector de Distribución de Energía Eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), servicio a cargo de Edenor y Edesur.
En tales audiencias se deberán considerar tarifas en relación con los costos de estos servicios, la preservación de niveles de calidad en las prestaciones, las obras de expansión a realizar, y las inversiones requeridas a tales efectos.
El objetivo es brindar una adecuada solución de coyuntura en beneficio de las personas usuarias, así como para las concesionarias, bajo la premisa de sostener “la necesaria prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad en condiciones de seguridad y garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios públicos esenciales”, según lo dispuesto por el Decreto 1020/2020.
El ENRE puntualizó que las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI) de 2017 fueron suspendidas tras sendas auditorías y revisiones técnicas, jurídicas y económicas, “que determinaron que éstas carecían de validez jurídica y racionalidad económica, al no considerar la realidad social y económica del país”. Además señaló que “ las mismas no fueron razonables ni prudentes en su diseño y su aplicación vulneró el marco regulatorio del sector y los derechos de usuarios”.
La propuesta de Regímenes Transitorios formulada por el gobierno “se orienta a revertir las consecuencias que esas RTI tuvieron en el ingreso disponible de los hogares y en los costos de los comercios y las PyMEs, al mismo tiempo que se reconocían formalmente mayores ingresos a las concesionarias”. Tal propuesta, se indicó, “se rige por la necesidad de resolver la desarticulación entre el esquema tarifario heredado y la realidad macroeconómica del país”.
Con el objetivo de garantizar la participación de las personas usuarias, la Intervención del ENRE resolvió que las Audiencias Públicas se realizarán en soporte digital. Las mismas serán transmitidas en directo a través de una plataforma de streaming, cuyo enlace de acceso será oportunamente informado a través de la página web: www.argentina.gob.ar/enre.
La demanda de energía eléctrica en el mes de enero último resultó 0,3 % menor que la del mismo período del año anterior pese a registrarse temperaturas superiores . El consumo cayó fuertemente en las actividades comerciales, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.
Al considerarla por tipo de usuario, si bien la demanda total termina con un decrecimiento marginal, tanto la demanda residencial , y principalmente la industrial (atada a la actividad económica), presentaron crecimientos respecto al año 2020 del orden de 1,5%.
En cuanto a la gran demanda, no solo se observa un aumento comparado con el mismo mes del año pasado, sino que también presenta un recupero de los consumos mes a mes, especialmente desde el comienzo de la fase Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio.
LOS DATOS DE ENERO 2021
En enero de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 11.927,1 GWh mientras que, en el mismo mes de 2019, había sido de 11.964,2 GWh . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -0,3%. Asimismo, se dió un crecimiento intermensual que llegó al 5,3%, respecto de diciembre de 2020, cuando la demanda fue de 10.330,1 GWh.
En enero 2021 se registró un nuevo record de potencia máxima, alcanzando los 26.450 MW, superando el record histórico de febrero 2018 de 26.320 MW. La demanda residencial representó el 48% de la total del país y, además, tuvo un crecimiento de 1,9% respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial sufrió una fuerte caída del 6,4%, siendo el 27% del consumo total de energía eléctrica. Y la demanda industrial representa el 25% del total, con un crecimiento en el mes del 1,2% aproximadamente.
Luego de disponerse el aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO) desde el 20 de marzo, la gran demanda presentó una caída promedio del 24%.
A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO) en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente la misma que el año anterior, mientras que en enero se superaron algunos de los registros del año 2020, en el contexto previo a la pandemia.
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido enero de 2021) 7 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo, -7,6%; agosto, -6,4%; septiembre, – 1,7%; octubre, -3,5%; noviembre , -4,2%; y enero de 2021, -0,3%) y 5 meses de suba (febrero de 2020, 1,3%; marzo, 9,3%; junio de 2020, 0,9%; julio, 1,2%; y diciembre, 1,5%).
TEMPERATURA
Tanto en enero de 2021 como en enero de 2020 las temperaturas medias se ubicaron por arriba de los valores esperados. La temperatura media de enero último fue de 25.5 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.1 °C, y la histórica del mes es de 24.5 °C.
En cuanto al consumo por provincia, en enero, 20 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos: Santa Cruz (-10%), Tucumán (-8%), Mendoza, Neuquén y San Juan (-7%), Chubut, Córdoba, Formosa, Santiago del Estero, San Luis y EDEA (-6%), Corrientes (-5%), La Pampa, Catamarca y La Rioja (-4%), Jujuy (-3%), Salta y Río Negro (-2%), Misiones y EDES (-1%). En tanto, 7 provincias y empresas presentaron ascensos: EDEN (6%), Chaco (5%), EDELAP (5%), Santa Fe (3%) y Entre Ríos (1%). En el área metropolitana de Buenos Aires la demanda tuvo una suba promedio de 2,1%.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 32% del consumo total del país y totalizaron el referido ascenso conjunto de 2,1%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 3,6%, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 0,2%. En el resto del MEM existió una caída de 2,7%.
DATOS DE GENERACIÓN
Si bien la demanda local presentó una caída, la generación local fue mayor al mes de enero de 2020 siendo 12.897 GWh contra 12.433 GWh del mismo período del año anterior.
La generación hidráulica y térmica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer los requerimientos de electricidad, aunque se destaca el crecimiento en la participación de las energías renovables. La generación hidráulica se ubicó en 2.145 GWh en enero de 2021 contra 3.024 GWh del mismo período del año anterior, producto principalmente por los bajos caudales. Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM, continuando con la tendencia observada el año pasado, siguen siendo menores a los caudales históricos.
En lo que respecta a los combustibles para generar, al igual que en los últimos meses, gran parte del uso de combustibles alternativos está asociados a la operación de exportación, siendo el gas natural el principal combustible utilizado a la hora de producir energía local.
En enero 2021 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción equivalente al 66,80% de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 16,60 % de la oferta, las nucleares proveyeron el 5,25%, y las generadoras de fuentes alternativas 11,16% del total. La importación de electricidad representó el 0,19% de la oferta total .
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 25-02)
Según informa CAMMESA, la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo del 2020 hasta el 25 de febrero último tuvo caídas considerables pero las tres primeras semanas de febrero presentaron, por primera vez, una suba leve de 0,3% comparado con la última semana previa a la cuarentena.
Aunque en la industria a nivel global para el mismo período la caída de la demanda es de 8,8%, desde marzo hasta junio de 2020 se dió una baja cercana al 50%, que luego logró remontarse.
El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. En enero último se destacó el repunte de consumo en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, como también la extracción de petróleo y minerales.
Además, las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas con productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, destacó respecto del anuncio de Alberto Fernández de enviar al Parlamento un proyecto de Ley de promoción de inversiones para el desarrollo hidrocarburífero que “el Presidente nos ordenó acelerar el diseño de un plan que multiplique la producción hidrocarburífera, nos conduzca hacia el autoabastecimiento, y genere crecientes saldos exportables que fortalezcan las reservas del Banco Central”.
Ello, agregó, “utilizando las potencialidades del desarrollo regional y nacional en materia de provisión de bienes y servicios y sustituyendo importaciones en materia de bienes y tecnología nacional”.
Martínez agregó que “trabajaremos este proyecto de ley con todos los actores de la industria: los trabajadores, las PYMES y empresas regionales, los gobernadores, las empresas productoras y los representantes de la industria nacional y la ciencia y la técnica porque ellos serán quienes deban hacer el esfuerzo de inversión, trabajo y producción”.
Más adelante Martínez manifestó que “para lograr los objetivos que nos planteó el Presidente necesitamos que esa ley otorgue un marco de previsibilidad y reglas claras y estables, a pesar de esta coyuntura de incertidumbre global, tal como lo hicimos cuando pusimos en marcha el Plan Gas.Ar”.
Durante el mensaje, el Primer Mandatario hizo mención expresa de la evolución y el impacto que tuvieron las tarifas en los usuarios y usuarias en virtud de las medidas adoptadas por el gobierno del ex presidente Macri.
En este orden, Martínez expresó que “el Presidente nos instruyó a trabajar en un marco legal que genere un esquema de segmentación tarifaria en función de la capacidad económica y patrimonial de los sectores de usuarios y agentes económicos, y que las adecuaciones tarifarias estén en línea con la evolución de los ingresos de los distintos sectores sociales, y que los subsidios que otorga el Estado solo amparen a quienes más lo necesitan”.
“Vamos a seguir trabajando en la construcción de un país más federal, con más energía y más trabajo, un país en el que las tarifas no sean un problema, que sean justas y razonables, hasta que la incertidumbre en materia tarifaria llegue a su fin”, recalcó el Secretario de Energía.
“El presidente Alberto Fernández ratificó el trabajo que venimos desarrollando desde que asumimos en septiembre del pasado año, el rumbo general de la política energética y revindicó el Plan Gas.Ar como herramienta central del desarrollo de la producción de gas natural argentino”, declaró Darío Martínez.
Para superar el desequilibrio territorial el Presidente de la Nación en su mensaje al Congreso explicitó los 10 ejes de trabajo que elaboró en conjunto con los Gobernadores, refirió.
El presidente Alberto Fernández anunció a senadores y diputados nacionales la decisión del Poder Ejecutivo de enviar en las próximas semanas al Congreso un proyecto para una nueva Ley de Hidrocarburos, en el contexto de la política energética del gobierno asumida como una cuestión “clave para asegurar el desarrollo del país”.
También indicó que les enviará un proyecto que desdolarice los servicios públicos (por caso el gas y la electricidad) y plantee un esquema de “tarifas diferenciales, justas, razonables y asequibles para adecuarlas a una población con ingresos en pesos”.
El Mandatario formuló este anuncio en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias 2021 del Congreso Nacional, y tras destacar que el país cuenta con importantes recursos de petróleo y gas (mencionó la formación Vaca Muerta), remarcó que en materia hidrocarburífera nos proponemos “recuperar la producción, alcanzar el autoabastecimiento, y exportar excedentes”.
Al respecto mencionó la continuidad del Plan Gas –diseñado para producir y abastecer en el período 2020/2024 – la extensión de la red de gas natural en el norte del país (terminación del GNEA y ducto hacia el sur de Brasil ), y también la continuidad de proyecto de producción de energías hídrica, eólica y solar.
Acerca de las tarifas del suministro del gas y la electricidad, el Presidente mencionó que “si se continuara con el esquema de aumentos ocurridos entre 2016 y 2019 (RTI) las tarifas del gas deberían haber aumentado 80 por ciento en octubre y 130% en abril, mientras que las de la electricidad deberían aumentar 120% en abril”.
“Llegó el tiempo de salir del congelamiento tarifario y dado que una revisión integral llevará meses, ahora vamos hacia un esquema de tarifas de transición para este año que no implique incertidumbre para los usuarios”, refirió.
Este tema está en cabeza de la Secretaría de Energía, por caso en lo referido a los precios del gas a nivel de los productores, y de los entes reguladores del gas y de la electricidad en lo que se refiere al transporte y distribución. De hecho, están convocadas audiencias públicas para este mes.
“El aumento de las tarifas de luz y gas se convirtieron en un martirio para los argentinos (durante el gobierno de Cambiemos)”, refirió.
Fernández enfatizó que “la incertidumbre de no saber cuánto va a llegar de luz y de gas ha llegado a su fin y enviaré al Congreso un proyecto de ley que declare la emergencia de los servicios públicos con el objeto de desdolarizarlos y adecuarlos a los ingresos en pesos”.
Con relación al anuncio de envío del proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos, el presidente de YPF, Pablo González, opinó que “es fundamental garantizar un fuerte componente federal en esta ley, media te la creación de un régimen de desarrollo de proveedores locales que permita alcanzar niveles de eficiencia, tecnología y competitividad de clase mundial”.
“YPF tiene que cumplir un rol central en promover acuerdos con impacto directo en todas las provincias petroleras, a través de regalías, y el desarrollo de obras de infraestructura para generar empleo”, destacó.
Al respecto, el CEO de YPF, Sergio Affronti, señaló que “será un nuevo impulso a lo que se hizo en 2014 con la ley 27.007, que aseguró la primera ola de inversiones entre YPF y sus socios internacionales, que permitió confirmar el potencial de Vaca Muerta y ponerla en valor”.
“La ley tiene que apuntar no sólo a promover la producción en VacaMuerta sino también la producción convencional on-shore en las distintas provincias y del off-shore argentino”, puntualizó Affronti.
“La nueva ley debe tener como objetivo sumar incentivos a la inversión, asegurar a los productores la posibilidad de exportar volúmenes incrementales, y disponer libremente de parte de las divisas que se generen”. También, promover un mecanismo de previsibilidad de precios para el crudo local que propicie un desarrollo rentable y sustentable para las nuevas inversiones”, destacó.
El parque eólico Chubut Norte III, ubicado en el norte de la provincia de Chubut, comenzó a ge nerar energía para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), tras la habilitación comercial otorgada por CAMMESA.
Su construcción demandó una inversión de 81 millones de dólares, a cargo de las empresas líderes en generación de energía, Genneia y Pan American Energy.
Chubut Norte III funciona en el mismo predio donde opera el Parque Eólico Chubut Norte IV; también desarrollado por ambas compañías y en funcionamiento desde el 4 de febrero de 2021.
Cuenta con una potencia instalada de 57,66 megavatios, resultado de 13 aerogeneradores de tecnología Nordex que, con una capacidad de 4,4 MW cada uno, se encuentran entre los de mayor potencia y altura del país.
“Nos llena de satisfacción poner en operación un nuevo proyecto eólico en Argentina, uno de los últimos de este audaz plan de expansión que iniciamos en Genneia hace cinco años y que nos permitió liderar un proceso de cambio en la matriz energética nacional. Hoy inyectamos energía limpia y eficiente al sistema interconectado con 14 proyectos de renovables, los cuales también promovieron la participación de empresas locales y trabajadores de las distintas regiones del país en su construcción”, afirmó Jorge Brito, presidente de Genneia.
El directivo empresario destacó que “estamos muy contentos de haber encontrado en PAE un socio que cree y trabaja junto a nosotros por el crecimiento de fuentes renovables y cada vez más eficientes de energía”.
Al respecto, Rodolfo Freyre, Vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy sostuvo que “este segundo parque eólico que inauguramos junto a Genneia es una nueva muestra de nuestro compromiso con las energías renovables. El camino que iniciamos hace cinco años tiene un nuevo hito con la puesta en marcha de esta obra”.
De esta manera, Chubut Norte III y IV, adjudicados en la Ronda 2 del Programa RenovAr, con sus 32 aerogeneradores, ya generan energía con una potencia instalada total de 140 MW y la capacidad de producir anualmente 669.100 MWh de energía renovable volcada al SADI.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica, convirtiéndola en la número uno del sector.
La compañía tiene una potencia de 757 MW de energía eólica con sus parques Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea; y supera los 830 MW de energía renovable, al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW).
Además, está en proceso de construcción el proyecto eólico Chubut Norte II (26 MW) con destino al Mercado a Término de Energías Renovables, es decir, con destino a clientes privados. Una vez finalizado, Genneia superará los 860 MW de potencia instalada renovable en el país.
PAE es la primera compañía privada integrada de energía de Argentina y la región. Realiza actividades en los sectores de upstream, midstream, downstream, generación eléctrica y energías renovables.
En este último sector, PAE ya cuenta en la provincia de Chubut con el parque eólico Garayalde, con una potencia instalada de 24,15 MW.
En upstream, PAE explora y produce petróleo y gas natural en Argentina, Bolivia y México en reservorios convencionales, no convencionales, offshore y onshore.
En el downstream PAE opera la refinería Campana (Buenos Aires). Comercializa combustibles a través de la marca AXION Energy y ofrece lubricantes Castrol en sus 735 estaciones de servicio en Argentina y Uruguay. La compañía tiene una participación del 16% en el mercado argentino de combustibles.
La Secretaría de Energía realizó aclaraciones sobre las condiciones establecidas en la Ronda II del Plan Gas.Ar, compulsa convocada para la provisión de gas natural adicional de producción local para abastecer el pico de demanda invernal.
A tal efecto, la Subsecretaria de Hidrocarburos y Combustibles emitió una Circular referida a diversas modificaciones en la redacción del contrato con IEASA y el Pliego de la compulsa, “al solo fin de despejar dudas y diferentes interpretaciones, que no representan cambio alguno y solo ratifican lo establecido en el llamado a concurso”.
“Numerosas empresas productoras de gas, interesadas en participar en la Ronda II del plan Gas. Ar, realizaron consultas similares sobre interpretación de algunas de las condiciones establecidas en esta nueva compulsa”, se explicó.
El llamado a la segunda ronda del “Plan Gas Ar 2020-2024” fue aprobado por resolución 129/2021,
La Circular aclara consultas generales y define con claridad que:
1) el “gas adicional” está por fuera del compromiso de inyección 70+30% de la Ronda 1.
2) se pueden pedir más volúmenes de otra cuenca si hay capacidad de transporte.
3) los nuevos convenios deben cumplir con compromiso de inversión y VAN, que no pueden declinar y están sujetos a las mismas penalidades que en Ronda 1.
4) la primera entrega del gas a IEASA es el 1° de mayo ó 1° de junio, según la oferta.
5) el DOP (entregar o pagar) es creciente y el TOP (tomar o pagar) mensual;
6) la jurisdicción es CABA y no arbitraje;
7) el precio tope es el precio total ofertado, no cuenta el PPP para el primer año de Ronda 1 los que tenían R46.
Energía recordó el cronograma establecido para esta licitación:
Las empresas distribuidoras de energía eléctrica, nucleadas en ADEERA, puntualizaron que “el próximo aumento tarifario para algunos usuarios industriales que determinó la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE 131/21 es exclusivamente para pagar parte del costo de producir y transportar la energía, concepto que las distribuidoras trasladan a las facturas en su justa medida y pagan con lo recaudado a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa)”.
A través de un comunicado, explicaron que “esta normativa no tiene ninguna incidencia en el negocio de la distribución de energía ya que la parte de la tarifa que corresponde al Distribuidor, denominado Valor Agregado de Distribución o VAD, no se modifica”. “En la mayoría de las jurisdicciones del país el VAD se encuentra congelado desde hace al menos 2 años”, graficaron.
ADEERA describó que “los usuarios de las distribuidoras no pagan en la tarifa el costo total de la energía, ya que el Estado subsidia entre el 60 y 40 % de ese costo según la categoría. En particular esta Resolución establece principalmente una quita de subsidios a usuarios industriales denominados GUDI (Grandes Usuarios del Distribuidor) que son aquellos que no contratan su energía en el mercado mayorista y demandan hasta 300 KW de potencia”.
Al respecto, se indicó que en 2018 el gasto medio en energía eléctrica sobre la facturación bruta de las principales 500 grandes empresas del país representa 1,5 % para los usuarios de mayor demanda y 0,9 % para los usuarios GUDI, que son los principales afectados por esta Resolución.
Estos porcentajes en 2021 son menores porque la tarifa estuvo congelada desde 2019 y la inflación fue del orden del 40 % anual. Además, en la comparación regional en América latina, las tarifas eléctricas del segmento comercial e industrial de Argentina son entre 22 % y 25 % más bajas que el promedio, afirmó ADEERA.
La entidad empresaria destacó que “la producción y distribución de energía tiene un costo y no es “gratis” o “económico” como algunos consideran”.
Y sostuvo que “se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios, como así también para sostener la operación. Y este costo se paga ya sea a través de la tarifa o a través de subsidios, que se financian vía impuestos que pagan los ciudadanos, deuda que contrae el Estado o emisión monetaria”.
“El nivel de subsidios incide directamente en el presupuesto nacional y el déficit por no incrementar la tarifa termina generando más inflación a futuro”, aseveró la entidad, conformada por 47 distribuidoras de energía eléctrica, de origen público, privado y cooperativo, que brindan servicio en todo el país. En su conjunto operan 450.000 kilómetros de redes, y distribuyen más de 120.000 GWh al año.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informó que se celebraron dos importantes acuerdos de colaboración con instituciones que agrupan a industrias PyMEs vinculadas a la energía. El objetivo de dichos acuerdos es el de contribuir al desarrollo de planes de innovación tecnológica económicamente sustentables a escala nacional, tendientes a la mejora del servicio público de gas natural.
Estos convenios, impulsados por la Gerencia de Innovación Tecnológica del Ente, llevan la firma del Interventor, Federico Bernal y de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA), Gustavo Corradini. Por su parte el convenio con el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) fue suscripto por su director ejecutivo Leonardo Brkusic.
El objeto es identificar, dentro de las competencias de cada una de las partes, las áreas de cooperación mutua y el intercambio de información y conocimiento que contribuya a la mejora del Servicio Público de Gas, articulando con la industria nacional.
Entre las funciones del ENARGAS se encuentran las de alentar inversiones que aseguren el suministro a largo plazo, propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios, e incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas natural, velando por la adecuada protección del medio ambiente. Es en este marco que el Ente Regulador busca también vincular a la industria nacional con proveedores de bienes y servicios.
Tanto ADIMRA como GAPP son entidades que representan y promueven a sectores claves para el desarrollo del país. ADIMRA reúne a más de 60 cámaras, tanto sectoriales como regionales en todo el territorio argentino y orienta el esfuerzo conjunto a favor del federalismo, la industria nacional y la integración entre gremios y empresarios.
Por su parte, el GAPP es una entidad que agrupa empresas fabricantes de equipamiento y proveedores de servicios para la industria petrolera, que trabaja en forma colaborativa para el desarrollo tecnológico y la promoción comercial en Argentina y en mercados internacionales. Dentro de las principales actividades de la entidad, se destaca el apoyo interempresario a partir de la promoción del desarrollo tecnológico y la sustitución de importaciones.
EL ENARGAS -de acuerdo con las facultades, funciones y objetivos establecidos en la Ley 24.076- considera beneficioso y oportuno que las partes celebren un Convenio Marco a fin de contribuir al desarrollo de planes de innovación tecnológica económicamente sustentables a escala nacional, tendientes a la mejora del servicio público de gas natural.
de Great Place to Work®, y se convirtió así en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.
