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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de GeoPark

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

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

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

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

En rigor, Barba asumiría la Presidencia de la compañía.

 Por Santiago Magrone

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Alberto Montebello

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

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

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

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

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

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

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

Oportunidad, mérito y conveniencia

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

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

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

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

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

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

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

La opción dominante

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Central Puerto S.A. cuenta con una capacidad instalada de generación de 4.315 MW, a los que se suman 785 MW de proyectos que se encuentran en construcción.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta para la estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA, ex Enarsa) destinada al aprovisionamiento de gas natural a ANCAP de Uruguay durante el período que va del 16 de setiembre al 30 de noviembre próximo.

La modalidad fue de sobre cerrado, hubo 7 oferentes, y quien resultó adjudicatario de la operación lo consiguió ofertando un precio de abastecimiento de 2,38 dólares por millón de BTU puesto en City Gate (GBA), en rigor en el punto de ingreso en Uruguay.

El adjudicatario de la compulsa con dicho precio, que resultó incluso menor que el precio promedio ofertado para abastecer a CAMMESA en setiembre, resultó ser comercializadora y no una productora del gas, aunque varias de éstas participaron de la subasta.

Los volúmenes diarios comprometidos para ANCAP son de 520.000 metros cúbicos en septiembre, 470.000 m3 para octubre y 420.000 m3 para noviembre.

Luego del éxito alcanzado con la reestructuración de la deuda pública, (se logró canjear con el 99% de los bonos) el presidente Alberto Fernández comienza, de a poco, a despuntar sus intenciones en materia económica.

Como sucede desde mediados de la década de 70, el país viene sufriendo las ya clásicas crisis cíclicas: alta inflación, desempleo, inestabilidad cambiaria, financiarización extrema de la economía y altísimo endeudamiento. 

Esta vez debe sumársele la pandemia y la recesión mundial. Pero el reciente anuncio de Fernández y su ministro Matías Kulfas del lanzamiento de una linea de financiamiento para poner en marcha el carro de la economía trajo aliento a los empresarios, en particular al sector pyme.

 No se trata de un plan estratégico de largo plazo de la economía, pero al crédito para las pymes de apenas US$ 500 millones del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y la participación de los dos mayores bancos del país (Nación y Provincia de Buenos Aires) y del BICE auguran una base para resucitar a las agonizantes pymes.

Guarismos

Las cifras de la herencia+pandemia son desastrosas. En julio, la producción pyme industrial cayó 13,6% frente al mismo mes del año pasado, aunque se recuperó contra meses anteriores. Julio marcó una caída leve comparado con las caídas junio (-23,5%;); mayo (-34,9%); abril (-53,1%) y marzo (-28,8%).

Las declaraciones del presidente Fernández fueron bastante claras: su equipo buscará el desarrollo de la industria local, desde la cadena agroalimentaria hasta las pymes metalmecánicas. 

La concreción de esas aspiraciones requiere una profunda planificación en el largo plazo, fuertes políticas exteriores y lidiar con los sectores de la economía primaria que históricamente resistieron el trasiego de renta para el desarrollo de la industria. 

Quitando la vista de nuestro ombligo y elevándola al horizonte, vemos los mercados internacionales. Allí, los grandes players de todos los rubros esperan con el cuchillo entre los dientes el levantamiento de las restricciones globales.

El barril de referencia por encima de los US$ 45, será un alivio a las arcas fiscales porque los subsidios que demandan el Barril Criollo y los valores del gas comprometen ingentes sumas del Tesoro, los usuarios y consumidores no las soportan y el impacto inflacionario sería arrollador y claramente contrario a los postulados electorales.

La energía juega un rol fundamental en el desarrollo y crecimiento de la economía y su acceso impacta directamente en todos los índices económico-sociales. Si los planes de crecimiento pyme dan el resultado esperado, el abastecimiento de energía en particular el gas, con el actual nivel de producción y precios, en poco tiempo será nuevamente un cuello de botella para el desarrollo y crecimiento de la Argentina.

Dónde estamos parados

La Argentina es un país tomador de precios en prácticamente todos los rubros de exportación. El petróleo es una muestra de ello. Además, el mercado petrolero es opaco, los precios son de referencia y sólo se conocen los valores de referencia informados por las agencias como Platts o Argus las que recurren a complejos sistemas de inteligencia lobby, contactos y cruce de datos para determinar cuál es el precio, o cómo se está transando el commoditty en un determinado momento y lugar.

A esta opacidad debe sumársele la lucha por el control del petróleo. En 2014, sin que la demanda se redujera significativamente, el precio internacional se desplomó casi un 50%. Pero en la pandemia la caída de la demanda está siendo importantísima: se calcula que el consumo mundial de crudo será de 92,82 millones de barriles al día en 2020, lo cual representa una reducción de 6,85 millones de barriles al día con respecto a 2019.  Los operadores más expertos y con buen ojo estiman que ese nivel de consumo se mantendrá por un buen tiempo, marcando una diferencia sustancial con la perspectiva de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que había estimado ,hace un año, que el repunte sería constante. Independientemente de la pandemia, la percepción general es que el cambio en el mercado petrolero no es transitorio. La irrupción del GNL y otras fuentes alternativas ralentizarán el aumento de la demanda.

Incluso en la OPEP ya admiten la posibilidad de que la demanda mundial de crudo no se recupere a los niveles anteriores a la pandemia. Si esta idea se hace carne, los países miembros del cartel encararán una nueva estrategia con el objeto de mejorar los precios.  Y eso habrá que verlo. Hace muchos años que los continuos acuerdos de recorte no se cumplen y han perdido su eficacia. De insistir en ese camino, en un escenario de retroceso sostenido de la demanda, el esfuerzo como hasta ahora, será inútil. 

Recuperación de la demanda

Según un informe publicado por la noruega Rystad Energy, la reactivación progresiva de las economías en Europa y del resto del mundo podría desencadenar un aumento en la demanda de petróleo. Pero el crecimiento de los casos de coronavirus en países que son grandes consumidores de petróleo (como Estados Unidos, Brasil y la India) compensaría a la baja los aumentos de la demanda europea.

Rystad pronostica que la demanda de petróleo en 2020 promediaría 89,77 millones de barriles por día, pero en 2021 sería de 97,17 millones, todavía un poco por debajo del promedio de 2019 (cercano a los 100 millones). La demanda de crudo podría recuperarse a finales de 2022, cuando el transporte se haya reactivado por completo.

Al igual que Rystad Energy, la OPEP había revisado a principios de mes la demanda mundial de petróleo en 2020. Apuntó una caída de 8,9 millones de barriles. Como dijimos al principio, el mercado petrolero es opaco e imprevisible, fundamentalmente porque las variables políticas nunca están a la vista.

¿Y por casa?

Pablo Iuliano, vicepresidente de No Convencionales de YPF, dijo a un medio colega del sur que “La opción para Vaca Muerta es el mercado global”.  A esta altura del partido, no caben dudas de la enorme capacidad técnica de los productores locales. Los desarrollos logrados en particular por YPF y Tecpetrol, superaron las expectativas frente al panorama que se planteaba allá por el 2012.

Pero el mercado internacional para Vaca Muerta hoy parece inalcanzable, desde la caída de los precios en 2014 ni la demanda ni los precios repuntan sólidamente. Para la Argentina los mercados están muy lejos y con precios poco atractivos, las dificultades son cada vez mayores. De hecho, casi todas las exportaciones de YPF de GNL se llevaron a cabo con pérdidas sustanciales o, en el mejor de los casos, con algún empate.

El mercado mundial de GNL es muy grande y se espera que continúe en aumento sustituyendo petróleo y carbón, pero también es muy competitivo y complejo. De los 350 miles de millones de m3 exportados durante 2019, Qatar, Australia, Malasia e Indonesia aportan 250. En ese período los principales consumidores fueron Japón con 113 mil millones de m3, seguida por China con 73, Corea del Sur con 60 y muy atrás siguen España, Turquía, Italia y Reino Unido.

Con la oferta en aumento, el precio promedio de GNL para las entregas en agosto en el noreste de Asia (LNG-AS) se ubicó alrededor de US$ 2,20 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), precio más o menos estable en los últimos meses. A la caída de la demanda por efectos de la pandemia debe agregarse un clima cálido, lo que contribuyó a moderar el consumo, sobre todo en Japón y en la India.

En Europa, las entregas de GNL en junio cayeron un 32% , y un 5,6% desde junio de 2019. Papua Nueva Guinea de Exxon Mobil, Abu Dhabi National Oil Co (ADNOC) GNL de Brunei, Nigeria LNG, Pakistan LNG Ltd tienen oferta esperando demandantes. Sakhalin 2 de Rusia está ofreciendo entre US$ 2,10 y 2,15 por MMBtu. Las plantas de almacenamiento de gas en Europa están en promedio al 80% de su capacidad, según datos de Gas Infrastrucure Europe. 

De este lado del Atlántico, durante el primer semestre de 2020, los precios del gas natural Henry Hub alcanzaron mínimos históricos.  Según la Energy Information Administration (EIA) de los EE.UU., el precio spot mensual promedio registrado en el Henry Hub alcanzó los US$ 1,81 por MMBtu.  Todo por efecto de la pandemia. Sin embargo, la Administración registra el precio mensual real en el Henry Hub más bajo y con un promedio de menos de US$ 2 / MMBtu en marzo de 2016. y no había pandemia.

Sobre llovido, mojado

Al panorama mundial de precios bajos, debe agregarse que en la cuna del shale, EE.UU., desde 2015, más de 200 productores de petróleo y gas se declararon en bancarrota sumando pasivos por US$. 130.000 millones, según informaron Bloomberg y World Oil. Sólo este año, al menos 20 empresas se fueron a pique después de que los precios del petróleo se desplomaran en medio de la pandemia de Covid-19, entre ellas Chesapeak Oil, una de las mayores productoras de shale y pionera de las formaciones Marcellus y Eagle Ford. Tras el actual estado de cosas, los inversores norteamericanos, luego de esa experiencia ¿vendrán a invertir en Vaca Muerta?

Precios internos

Un muy reciente trabajo académico elaborado por especialista local, cita un informe de BP 2020 donde afirma que el promedio de los valores del gas en boca de pozo de Henry Hub y Alberta (Canadá) de los últimos 30 años rondó los 3,1 US$/MMBTU. El mismo autor estima que un valor algo superior cubriría los costos de explotación de este tipo de recurso en Argentina, y podría ser un valor de referencia lógico apuntando al mediano plazo.

El trabajo repasa las políticas de precios aplicadas en los últimos años a través de los distintos “Plan Gas” y  resoluciones ad hoc y concluye –en coincidencia con Alejandro Bulgheroni–, que  el precio de equilibrio del gas está por debajo de los 3.5 US$/MMBTU, mientras que los del petróleo crudo tienen un límite de 50 US$/Barril.

En relación a los precios, Bulgheroni en 2019  dio a La Nación un dato revelador: “Se hizo rentable producir gas a 3 dólares el millón de BTU y hoy, por distintas circunstancias, es posible obtener rentabilidad incluso a 2,4 dólares. Esto le da una ventaja a la Argentina a tener gas natural más barato para la generación de energía para consumo local. Todavía no estamos acá, estamos cerca, pero vamos a llegar”, afirmó.

Los precios difundidos en el informe antes mencionado, están en sintonía con las proyecciones realizadas por Wod Mackenzie y los datos publicados en Carta Energética Nº43 de Montamat y Asociados. Allí, en la Nota firmada por Horacio Lazarte, se asegura que el precio “breakeven” promedio del shale y el tight gas es de 3,55 US$/MMBTU, aunque el costo promedio del país computando el gas convencional sería de 2,5 US$/MMBTU. 

Con estos datos a la vista, resulta muy difícil pensar que con el actual nivel de demanda mundial y los bajos precios internacionales reinantes, Vaca Muerta tenga oportunidades en el mercado más allá de las que brinda la región.

Como vemos, a pesar del hiperdesarrollo gasífero de la Argentina, Vaca Muerta encuentra un mercado internacional con consumidores lejos, precios bajos y mucha oferta. En este contexto YPF sin renunciar a competir con los grandes jugadores, debería iniciar una revisión de las posibilidades que tiene el GNL en el mercado regional.  Resulta evidente que no es suficiente con reglas claras o seguridad jurídica sino que las condiciones para un desarrollo en gran escala de Vaca Muerta, requieren de condiciones y variables que no pueden manejarse independientemente del signo político que gobierne.

Es decir, no se trata sólo de bajar costos u obtener subsidios sino de desarrollar inteligentemente los mercados circundantes, tanto para el gas natural como del GLP. La clave será la producción y exportación de crudo que resulta más fácil de colocar que el GNL que requiere un trabajo de planificación y desarrollo mucho más fino.

En palabras de Iuliano: “Vaca Muerta tiene mucho petróleo y mucho gas para sólo quedarnos con el abastecimiento interno. Tenemos que pensar adónde llegamos con este crudo. Y para llegar a los mercados internacionales, hacer negocios y potenciar la llegada de divisas, volver a equilibrar la balanza comercial y asegurarnos el ingreso de dólares, lo que tenemos que hacer es ser competitivos”.

Hace décadas que se reclama para nuestro país competitividad, “reglas claras”, “seguridad jurídica” como si en el mundo no existiese un omnipresente poder financiero internacional y una invisible división internacional del trabajo que cristaliza ad eternum las asimetrías entre países  en vías de desarrollo y desarrollados.

Hay una clara contradicción lo que se dice que debería suceder y lo que sucede. Durante el gobierno de Mauricio Macri el país tomó una altísima deuda con muy corto plazo de vencimiento, emitió bonos por US$ 65.000 millones y tomó del FMI 44.0000 millones más al tiempo que el PBI se contraía a un promedio del 2% anual.

A pesar del aumento del ciclismo financiero, durante su período de gobierno, la Secretaria de Energía no pudo conseguir US$ 800 millones para construir un nuevo gasoducto para transportar la producción de Vaca Muerta. O los prestamistas son tontos o hay halgo que no entendemos.

Mientras tanto, el imaginario popular sigue construyendo la idea de que Vaca Muerta es la salvación del país. Pero además del complejo panorama, internacional, la producción no puede sustraerse al complejo jurídico del Estado argentino que establece la prioridad del abastecimiento interno. Desde el Gobierno no se oponen a la exportación de los excedentes.  Pero claro, hay allí un punto de tensión, los productores reclaman el privilegio de exportar gas con independencia de la demanda interna y para completar el panorama; piden que los usuarios locales abonen precios internacionales del combustible, lo que resta competitividad frente a los amplios bolsillos y generosos subsidios de las economías desarrolladas.

El gas natural es un insumo necesario que a precios competitivos contribuye al desarrollo y crecimiento de la economía. Sin precios competitivos de la energía no existe la mínima posibilidad de vencer los subsidios y las barreras arancelarias y paraarancelarias impuestas por los países centrales o los asiáticos con mano de obra barata como China.

Está claro que hay una oportunidad para que el sector privado y el Gobierno acuerden una verdadera alianza que permita al país el desarrollo que se necesita y las empresas la cobertura de un estado que defienda los interesas nacionales. ¿Será esta la oportunidad?

El Ente Nacional Regulador del Gas recordó a la distribuidora metropolitana MetroGas su responsabilidad como concesionaria en la “prestación efectiva y permanente del servicio público de distribución bajo los términos de la respectiva Licencia y el Marco Regulatorio (en particular la Ley 24.076). En tal sentido  le advirtió  “su obligación de tomar todos los recaudos para asegurar el suministro de los servicios de gas no interrumpibles  y asegurar condiciones de operabilidad del sistema, sin restricciones, en forma regular, brindando un servicio continuo a los consumidores, evitando cualquier situación que lo coloque en estado crítico”.

El ENARGAS respondió con estas y otras consideraciones a una nota que la Distribuidora le hizo llegar al interventor Federico Bernal  informando,  el 3 de setiembre, que a partir del día 4 interrumpiría el pago del gas a las empresas proveedoras argumentando dificultades económico-financieras.

Los motivos de tales dificultades fueron expuestos por la distribuidora con argumentados que fueron contrarrestados por el Organismo Regulador.

El Ente refirió a MetroGas que “el cumplimiento de las obligaciones que surjan de las relaciones estrictamente comerciales de la Distribuidora con el Productor, son -en principio- una cuestión ajena a la competencia de esta Autoridad Regulatoria”.  No obstante,  requirió a la empresa que “en el término de DOS (2) días (de notificada) presente al  Organismo Balance de Sumas y Saldos del  01/07/2020 al 31/08/2020, y el detalle de la evolución trimestral del endeudamiento financiero de la empresa desde el 31 de diciembre de 2015 al 30 de junio de 2020”.

La distribuidora -que tiene a YPF como accionista controlante- fundamentó su decisión de dejar de pagar el gas señalando que “la caída del consumo y el incremento de la morosidad han impactado negativamente en los ingresos de MetroGAS,  situación que se vio agravada además por el incremento de los costos de operación y mantenimiento como consecuencia de la considerable inflación registrada desde el último ajuste tarifario de abril 2019 hasta la fecha y que se eleva al 67,96 % según IPIM y 64,31% del  IPC publicados por INDEC”.

En el requerimiento de datos económico-financieros el Enargas le pidió que destaque “al  final de cada trimestre:  Stock de deuda financiera en pesos;  Stock de deuda financiera en moneda extranjera;  Apertura de los préstamos que conforman el stock de deuda financiera en pesos, indicando monto, tasa de interés, y fecha de vencimiento de cada préstamo; y Apertura de los préstamos que conforman el stock de deuda financiera en moneda extranjera, indicando monto, tasa de interés, y fecha de vencimiento de cada préstamo.

También le solicitó un detalle de los pagos realizados durante cada trimestre  en concepto de capital e intereses correspondiente al stock de deuda financiera en pesos y en moneda extranjera, y de nuevos préstamos en pesos y en moneda extranjera obtenidos durante cada trimestre indicando monto, tasa de interés y fecha de vencimiento de cada préstamo.

En forma adicional le requirió a la Licenciataria que “proporcione documentación de respaldo de las decisiones que adoptó sobre su endeudamiento financiero, y su justificación en relación con la garantía de la continuidad de la prestación del servicio público de distribución de gas”.

En la argumentación de MetroGas, -principal distribuidora domiciliaria de gas por redes del país, que tiene por accionista controlante a YPF- se señala que “el  deterioro en la situación económico-financiera de MetroGAS, producto de distintas controversias regulatorias, se vieron agravadas a partir de la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva (Ley  27.541), que dispuso el congelamiento tarifario por un plazo inicial de 180 días, prorrogado por otros 180 días adicionales”.

Y agrega que “a partir del aislamiento dispuesto en la normativa dictada por el Gobierno Nacional, indispensable en el marco de la emergencia causada por la pandemia del COVID 19, se produjo una caída de los volúmenes vendidos y de las cobranzas desde el inicio del aislamiento obligatorio”. “Así y todo, continuamos prestando los servicios con normalidad y también con la obligación de pago de los tributos nacionales y provinciales normales y habituales”.

El ENARGAS respondió a tales argumentos remarcando que la ley marco 24.076 establece que “todos los sujetos activos de la industria del gas natural se encuentran exigidos a operar y mantener sus instalaciones y equipos en forma tal que no constituyan un peligro para la seguridad pública, y a cumplir con los reglamentos y disposiciones del Ente”.

“La Licenciataria debe extremar los medios para cumplir con su obligaciones, no pudiendo una cuestión comercial entre esa Distribuidora y el Productor afectar la normal prestación del servicio licenciado en forma continua y segura”, señaló .

Asimismo, el Ente Regulador puntualizó en su nota de respuesta a la empresa que “Metrogas S.A., a pesar de haber revertido su patrimonio neto negativo a partir de 2017, registró un elevado nivel de endeudamiento en moneda extranjera, vigente desde comienzos de la RTI, lo cual le implicó desembolsos financieros netos por aproximadamente U$ 200 millones y no le permitió cumplir con sus inversiones obligatorias en el segundo año regulatorio respectivo”.

A su vez,  señala el Ente,  “según surge de sus Estados Contables,  la empresa se encuentra refinanciando sus pasivos financieros y convirtiendo su deuda en dólares a deuda en moneda doméstica, proceso que podría haberse iniciado con la entrada en vigencia de la citada RTI, siendo que, en reiteradas ocasiones, este Organismo ha remarcado el riesgo que conlleva aplicar políticas agresivas de endeudamiento en moneda extranjera en contextos financieros caracterizados por la alta volatilidad”.

Por otro lado, agrega, “no deja de llamar la atención lo manifestado por esa Distribuidora respecto de un alegado perjuicio económico financiero derivado de la baja en el porcentaje de cobrabilidad que se habría originado por el Decreto DNU 297/2020 que determinó el Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) y por el Decreto DNU 311/2020 que determinó la prohibición de corte de suministro de gas por redes en los casos allí especificados y conforme la norma estableció”.

Al respecto,  el ENARGAS sostiene en su respuesta girada a la compañía  que “si bien los pagos presenciales tienen alta incidencia en la cobrabilidad de MetroGas S.A., razón por la cual al comienzo del ASPO, cayó al 30% en promedio en las primeras semanas, esto mejoró rápidamente al 24 de abril de este año, subiendo al 64% la cobrabilidad”.

 Y agregó que “a la fecha ha alcanzado el 84%,  y que ya al 29 de mayo la Licenciataria contaba con un 82% de cobrabilidad”. “Mal puede pretender esa Prestadora endilgar el estado de su situación económico financiera al contexto descripto en su presentación”, sostuvo el Ente Regulador.

La nota de respuesta puntualiza que “pretender vincular lo antes expuesto como un factor de no pago a productores no solo resulta ajeno a la realidad, sino que compromete seriamente la prestación del servicio público a su cargo, conforme toda la normativa regulatoria expuesta, siendo, por lo tanto, exclusiva responsabilidad de la Licenciataria cumplir con su Licencia”.

MetroGas  mencionó en su notificación al ENARGAS “el perjuicio económico y financiero que se verían obligada a soportar las empresas distribuidoras de gas como consecuencia de la prohibición de corte del servicio dispuesto por el Decreto 311/2020 y la financiación dispuesta por la Resolución MDP 173/2020 en 30 cuotas de las facturas de gas natural correspondientes a los usuarios que se encuentran en mora en el pago de las mismas”.

La empresa planteó que “pese a los esfuerzos realizados por esta distribuidora, no hemos podido evitar que se produzca el corte de la cadena de pagos a nuestros proveedores, es decir, productores y transportistas, y estaremos cancelando en el último cuatrimestre del corriente año a los productores los montos pendientes de pago por las provisiones de agosto y septiembre de 2019 más los intereses correspondientes, de acuerdo a los compromisos celebrados con esos productores”.

El Ente advirtió a MetroGas que “sus empresas vinculadas no pueden afectar en más o en menos el servicio público que presta la Distribuidora”, y que “si la respuesta de las productoras a su declaración de default puede llegar a afectar el servicio público o el control de la licenciataria el ENARGAS tomará las medidas correspondientes para proteger el servicio público”.

Debido a la realidad que impone el COVID-19, se debió trasladar la fecha de la AOG Patagonia 2020 a setiembre de 2022, informó el IAPG.

Ello, siguiendo las políticas, recomendaciones y disposiciones en materia de prevención de la salud implementadas por las autoridades de la Nación y de la Provincia del Neuquén.

La AOG Patagonia ahora reprogramada buscará seguir respaldando al sector con el fin de que las empresas expositoras y los visitantes profesionales puedan dar el presente, siempre priorizando su salud y seguridad.

“Estamos seguros de que, esta Expo, tan conocida y esperada por el sector, es fundamental para promover y reactivar los negocios, así como para dar solidez a la industria con conocimientos de vanguardia, novedades tecnológicas y valiosos contactos profesionales”, indicó la entidad.

A lo largo de estos meses, el IAPG ha desarrollado más de 50 exitosos encuentros a través de plataformas virtuales, de todo el arco de temas que ocupan a nuestra industria, lo cual nos permite seguir teniendo una sólida presencia ante los profesionales del sector.

Sin embargo, la Expo AOG Patagonia es tradicionalmente un evento para toda la ciudad y la región, ya que no sólo nos visitan los trabajadores de la industria sino también sus familias, que recorren los pabellones y admiran los avances tecnológicos. El modo presencial resulta el mas adecuado para este tipo de eventos.

El designado secretario de Energía, Darío Martínez, mantuvo un encuentro de trabajo en Neuquén con el CEO de YPF, Sergio Affronti, con el objetivo declarado de “construir un camino de crecimiento para el sector y para que YPF sea la nave insignia del desarrollo económico nacional”.

Por su parte, Affronti coincidió con el Secretario en que “como compañía YPF tiene que estar institucionalmente presente en el lugar donde se produce nuestro petróleo y nuestro gas, y por eso una de las primeras decisiones que tomamos fue la de dividir la vicepresidencia de Upstream y localizar un vice en Neuquén, con el foco en Vaca Muerta”.

En declaraciones que formularon al periodismo tras la reunión, y junto al gobernador neuquino Omar Gutierrez, Affronti anunció que la compañía estará subiendo “dos equipos de perforación y un set de fractura en las próximas dos semanas (en Vaca Muerta), con el compromiso de retomar paulatinamente la actividad, siendo especialmente cuidadosos con la salud de los trabajadores”, en alusión a los protocolos elaborados para operar en el contexto de la pandemia del Covid-19.

Affronti puntualizó además que “por otro lado, con los trabajadores tenemos que conseguir los resultados que como industria necesitamos, con una estructura de costos mas eficiente que la que hoy tenemos”. Aludió así a las conversaciones que YPF y otras operadoras en Vaca Muerta mantienen con los sindicatos petroleros de la cuenca neuquina para adecuar condiciones laborales y salariales en el marco de la complicada situación que atraviesa la industria, también en el plano internacional.

El CEO agregó que desde YPF se encara “el mismo dialogo con otros gremios de otras provincias”, donde la compañía opera yacimientos convencionales. “Creo que hay mucha afinidad entre todos los actores de la industria en torno a este criterio”, señaló..

El directivo detalló además el plan de subida de equipos que acababa de conversar con el Secretario de Energía y con el gobernador, con la expectativa de un acuerdo con los gremios en los próximos días.

En Vaca Muerta se proyecta tener “unos 12 o 13 equipos hacia marzo próximo, entre perforadores, workover, pulling y sets de fractura”. Y además tener equipos operando en yacimientos no convencionales de la misma cuenca, en Río Negro, en el sur de Neuquén y el sur de Mendoza, totalizando “entre 40 y 45 equipos”, describió Affronti. “Son los que estaban en operación antes de la Pandemia, destacó el gobernador Gutierrez entusiasmado.

En lo que respecta al 2020, el CEO refirió que la compañía mantendrá sus actuales niveles de producción.

Por su parte,  Martinez explicó que en su estadía en Neuquén mantuvo reuniones con la Federación de pymes y cámaras regionales proveedoras de insumos y servicios y que lo propio hará “en todas las cuencas, para armonizar los intereses que hay entre todos los actores de la industria y el interés de los usuarios de estos recursos energéticos”. En la última semana desplegó una agenda de primeros contactos con gobernadores, empresas petroleras y gremios.

Previo a la conferencia de prensa que tuvo lugar al aire libre, con barbijos, y con el río de fondo, Martínez y Affronti “compartieron una jornada de trabajo en la oficina local del nuevo Secretario, y en instalaciones de YPF, repasando la agenda conjunta y situación de YPF, indicó un comunicado de Energía.

“Entre los aspectos analizados se planteó que los objetivos de la compañía (de mayoría accionaria estatal) deben apuntar  a producir en cantidad y calidad la energía que necesita el país para su desarrollo”, expresó Martínez.

No dio precisiones acerca de los temas puntuales considerados, pero señaló que “se habló de las herramientas necesarias para alcanzar el desarrollo que necesita esta actividad”.

Están a la espera de definiciones un plan nacional para impulsar el desarrollo del gas natural convencional y no convencional para cubrir la demanda interna desde el invierno 2021 y para obtener saldos exportables a países de la región. También, la continuidad o no del actual esquema de Precio Sostén para el petróleo (Barril Criollo) que se opera entre productores y refinadores locales.

“Estamos haciendo realidad el mandato del presidente de la Nación, que es federalizar, y que parte de las decisiones de la política energética se tomen desde la región involucrada”, manifestó  Martínez, quien agradeció la presencia del CEO de YPF en Neuquén, junto con otros integrantes de su equipo de dirección y operativo.

Genneia, La compañía argentina de energías renovables Genneia, cerró una nueva emisión de Obligaciones Negociables por 26 millones de dólares, superando su objetivo inicial de U$ 20 millones.

La empresa acudió al mercado de capitales local por segunda ocasión en los últimos tres meses, alcanzando un financiamiento superior a 54 millones de dólares en dicho período.

En esta oportunidad, Genneia emitió dos series de Obligaciones Negociables dólar linked. En el primer caso, la Clase XXVIII por 13,2 millones de dólares se emitió a tasa 0% (cero) por un plazo de 24 meses. Por otro lado, la Clase XXIX por un monto de 12,8 millones se emitió a una tasa fija del 2% anual por un plazo de 36 meses.

Del total emitido, 23,2 millones correspondieron a nuevos fondos y 2,8 millones fueron integrados en especie a través de la Obligación Negociable Clase XVIII con vencimiento en noviembre de 2020. De esta manera,
Genneia buscó proactivamente refinanciar sus próximos vencimientos.

Los fondos provenientes de esta emisión serán mayormente utilizados para la refinanciación de pasivos de corto plazo.

Las órdenes que cubrieron totalmente el monto ofrecido provinieron en su mayoría de inversores institucionales destacados y se realizó bajo la coordinación del Banco Macro. Macro Securities S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., BACS Banco de Crédito y Banco Patagonia, actuaron como agentes colocadores. Banco Hipotecario actuó como agente sub-colocador.

Genneia lidera el sector de empresas generadoras de energía renovable en el país, con 1.272 MW de capacidad instalada, Genneia cuenta con contratos sólidos a largo plazo que garantizan un flujo futuro de fondos estable para la compañía.

Dentro del plan de expansión que se encuentra desarrollando, el plan de inversión se ha enfocado a las energías renovables, con la puesta en marcha de sus parques eólicos Madryn y Chubut Norte (en Chubut), Villalonga y Necochea (en Buenos Aires), Pomona (en Río Negro) y su parque solar Ullum (en San Juan), además de la finalización de los parques Chubut Norte II, III y IV durante este años 2020.

Genneia, empresa líder en generación de energías renovables de Argentina, comunicó su desempeño financiero del primer semestre de 2020.
Las ventas y el EBITDA aumentaron en dólares un 22% y 27% respectivamente, en comparación al 2019.

En el segundo trimestre, más del 90% de las ventas de la compañía son denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo (PPA, según sus siglas en inglés). Esta performance es mayormente explicada por los parques eólicos Madryn II y Pomona I y II; inaugurados en la segunda mitad de 2019 con un total de 264 MW de capacidad instalada.

De esta manera, el EBITDA de Genneia alcanzó los U$ 250 millones en los últimos doce meses.

Al realizar una evaluación del sector, se remarcó “la fortaleza y calidad que presentan los contratos de renovables”. Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana, contando algunos contratos con el respaldo del Banco Mundial.

Asimismo, los parques eólicos y solares poseen prioridad de despacho en la red, por lo que no se ven directamente afectados por fluctuaciones en la demanda de energía a nivel nacional.

Debido a que la industria de generación eléctrica fue declarada como actividad esencial en el escenario actual de pandemia y aislamiento social, las operaciones de Genneia pudieron desarrollarse con normalidad en el período de abril – junio, sosteniendo su desempeño financiero.

El plan de inversión renovable de la empresa por más de U$ 1.000 millones está llegando a su fin. Para fines del 2020, la compañía terminará la construcción de tres proyectos eólicos en Chubut. Dos de estos proyectos se encuentran fuera del perímetro de inversiones corporativo, bajo un esquema de Project Finance Non-Recourse.

Los proyectos ya cuentan con financiamiento asegurado por parte del banco de desarrollo alemán KfW y con la garantía de la agencia de exportación alemana Euler Hermes.

Además, en el mismo sitio, se desarrolla un proyecto de escala menor, con el objetivo de incrementar el portafolio de contratos privados. El proyecto cuenta con el apoyo de KfW a través de un préstamo corporativo de mediano plazo.

En este marco, la compañía redujo sistemáticamente la relación de deuda neta sobre EBITDA, la cual representa 3.5x en el último trimestre.

Asimismo, Genneia continúa demostrando su flexibilidad financiera, que se manifiestó con el acceso al mercado de capitales local con dos emisiones de bonos en mayo pasado.

Junto a ello, la certificación del parque solar Ullum I, II y III como el primer parque fotovoltaico del país habilitado para emitir bonos de carbono y los últimos acuerdos MaTer, en conjunto con empresas como Bimbo, para el abastecimiento del 100% de su producción con fuentes renovables, muestran que Genneia sigue generando grandes hitos en el sector de las energías renovables.

Genneia supera los 1.200 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 35% de la capacidad instalada en energía eólica. Genneia también es propietaria y operadora de 6 centrales de generación térmica (573 MW).

La subasta electrónica realizada por el MEGSA para la provisión de gas natural a CAMMESA con destino a la generación de electricidad durante el mes de setiembre arrojó un precio promedio país de 2,46 dólares por millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de 2,87 dólares por millón de BTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Se trata de precios menores a los del mes pasado, ofertados por productores que operan en las cuencas Neuquina, Austral  y del Golfo San Jorge.  Agosto había arrojado precios promedio de 2,53 para el PIST y de 3 dólares por MBTU para el gas puesto en el GBA.

El volumen ofrecido en las 40 ofertas presentadas en la subasta totalizó 34.750.000 metros cúbicos día, superando en mucho a las 28 ofertas de agosto, que habían totalizado casi 27 millones de metros cúbicos día (26.680.000).

El mayor número de ofertas (26) fueron presentadas por productores de la Cuenca Neuquina y sumaron un volumen de 26.150.000 metros cúbicos. Le siguieron 11 ofertas desde Tierra del Fuego por 7.400.000 metros cúbicos día, y 3 ofertas desde Santa Cruz, por 1.200.000 metros cúbicos día.

La mayor cantidad de ofertas y del volumen ofrecido a CAMMESA, con precios inferiores a los de los dos meses previos permiten suponer el interés de las productoras en asegurarse la colocación de mayores cantidades de gas con destino a la generación de electricidad habida cuenta que en setiembre comienza a descender por razones estacionales la demanda residencial de este insumo.

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

Estos precios y los volúmenes disponibles en las distintas cuencas para el abasto de gas a las diversas demandas son parte del análisis que realiza el gobierno para terminar de definir el plan de impulso a la producción gasífera convencional y no convencional para el período 2002/2024, que se encuentra en estado avanzado de elaboración.

El programa combina niveles de subsidio estatal, con la producción por cuenca y compromisos de inversiones por parte de  las empresas. El tema está entre las prioridades para la gestión del flamante secretario de Energía, Darío Martínez, y el ministro de Economía, Martin Guzman.

La producción de Petróleo total país del primer semestre 2020 fue de 14,1 millones de metros cúbicos, equivalente a 77.545 m3/día, un 2,77 % menos que en el mismo período del año anterior, que fue de 79.756 m3/día, informó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

En tanto, las exportaciones crudo en el semestre enero-junio último aumentaron 33 %, y alcanzaron 1,5 millones de metros cúbicos, mientras que en el primer semestre del año pasado fueron 1,13 millones de metros cúbicos.

Los datos del primer semestre de este año deben contextualizarse en el periodo de emergencia sanitaria que todavía atraviesa la Argentina por efecto de la pandemia del Covid-19, que afectó a todas las economías del mundo.

Así y todo en la Argentina se procuró preservar niveles de producción de hidrocarburos en pozos ya activos, pero el freno estuvo puesto en nuevas perforaciones.

La pandemia y su consecuente cuarentena preventiva redujo la demanda interna y afectó la refinación y la comercialización de combustibles, ahora en paulatina recuperación.

En parte, esto derivó en mayores exportaciones de petróleo, a pesar de los precios internacionales deprimidos.

Medida por tipo de producción, la No Convencional de Petróleo creció 31.5 % en este primer semestre, alcanzando los 18.406 m3/día, comparada con los 14.001 m3/día correspondiente al mismo período del año 2019.

La producción de Gas natural total país en el periodo enero-junio 2020 alcanzó los 22,8 miles de millones de metros cúbicos, es decir 125,3 millones de m3/día, lo cual resulta 5,8 % inferior a lo producido en el mismo período del año anterior, que fue de 133 millones de m3/día.

En tanto, la producción No Convencional de Gas, decayó en este semestre el 2,4 %, alcanzando los 9,85 miles de millones de metros cúbicos día, es decir 54,1 millones de m3/día contra 55,47 millones de m3/día registrados en el mismo período del año pasado.

La perforación de pozos cayó 57,7 %, con 189 pozos terminados en este semestre, contra 447 pozos perforados en el semestre del año anterior.

La elaboración de petróleo bajó 10 %, se elaboraron 12,05 millones de metros cúbicos contra 13,42 millones de m3 elaborados en el mismo semestre del año pasado.

Las ventas de Motonaftas (Súper + Ultra) en el semestre 2020 fueron de 3,2 millones de metros cúbicos, 28,8 % menos respecto al año anterior que fue de 4,49 millones de m3, mientras que la venta de Gas Oil registró una caída del 15 % con 5,3 millones de metros cúbicos vendidos al mercado contra 6,2 millones de metros cúbicos vendidos el año pasado.

Las importaciones de Gas natural crecieron en este semestre cerca del 1 %, con 3,2 miles de millones de metros cúbicos ingresados, mientras que en el mismo período del año anterior se importaron 3,17 miles de millones de metros cúbicos. No se registraron importaciones de Petróleo en ambos períodos, indicó el informe del IAPG.

Las empresas productoras de petróleo y gas integrantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) exhortaron a los gremios que nuclean a los trabajadores petroleros (de base y jerárquicos) a trabajar conjuntamente para “readaptar y repensar” los esquemas productivos y los convenios laborales vigentes para “hacer sustentable a la actividad” en el actual contexto internacional al que califican de crítico.

El pronunciamiento de los empresarios se produjo en el marco de un conflicto que puede escalar en los próximos días ante reclamos salariales formulados por los sindicatos, y la resistencia a la reformulación al menos parcial de los convenios de la actividad.

La CEPH comunicó su posición señalando que “promovemos y acompañamos el camino de diálogo entre todos los actores de la industria para llegar a un pronto acuerdo en la búsqueda de soluciones, ahorros y eficiencias en un sector que está atravesando uno de los momentos
más difíciles de su historia”.

“El contexto actual necesita del compromiso, colaboración y la apertura de todos los sectores (empresas, gobiernos y trabajadores) para que el sector y Vaca Muerta puedan alcanzar su máximo potencial”, remarcó la entidad.

Esta industria ya venía a los tumbos en la Argentina pre pandemia, con problemas para el financiamiento de inversiones, precios internacionales muy bajos, menores niveles de producción, y suspensiones progresivas de trabajadores.

El nuevo gobierno procuró preservar actividad y puestos de trabajo aplicando el esquema del denominado Barril Criollo (U$ 45 el barril) para el crudo local entre productoras y refinadoras. De paso, mejorar los ingresos por regalías a la provincias.

La llegada de la pandemia del Covid-19 terminó de complicar todo, y ahora se procura retomar la actividad en un contexto de lenta recuperación del precio internacional del petróleo, que está lejos de consolidarse.

Lo mismo para el precio del gas natural convencional, y menos para el no convencional de Vaca Muerta. Por ello, el gobierno nacional procura definir un Plan Gas por cuatro años articulando precios, subsidios, inversiones, producción por cuencas, y empleos.

Los trascendidos acerca de cambios en las condiciones laborales y salariales promovidos por las empresas de toda la cadena industrial petrolera puso en tensión la relación con los gremios y el planteo de paro total de actividades.

El dirigente Guillermo Pereyra del Sindicato del Petróleo y el Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, se pronunció dispuesto al diálogo pero reclama que sea en el marco de negociaciones paritarias. “No pueden venir con imposiciones”, enfatizó.

La CEPH -integrada entre otras por YPF, Chevron, PAE, CGC, Exxon, Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa Energía, Wintershall- señala que “estamos atravesando una de las peores crisis a nivel mundial; en este contexto es donde debemos proteger más que nunca nuestros recursos, que son esenciales para el país, y que, en un escenario de plena actividad, generan inversiones y cientos de miles de puestos de trabajo”.

“Tenemos que readaptarnos y repensar nuestros esquemas productivos, como así también los convenios de trabajo vigentes, que fueron diseñados de acuerdo a un contexto de actividad plena, otros precios del crudo (tanto internacionales como a nivel local) y otras condiciones de acceso a financiamiento para este tipo de inversiones”, puntualizó la Cámara empresaria.

Este resultado del trabajo conjunto tiene como objetivo hacer sustentable a nuestra actividad, mitigando los efectos adversos provocados por las constantes fluctuaciones de la industria a nivel mundial.

Con relación a las posibilidades de desarrollar los yacimientos de Vaca Muerta, las compañías señalan que “se necesita modelos que incentiven la productividad y generen mayor eficiencia. Pero también necesita del entendimiento y del compromiso de todos los actores”.

Al respecto cabe referir que en 2018 se acordó con los sindicatos una Adenda al convenio colectivo vigente, específica para Vaca Muerta, con resultados parciales. El desarrollo de la actividad, convencional y no convencional, es hoy más complicado y la paz social está en tensión.

La CEPH puntualizó además que “es importante resaltar que para que Vaca Muerta desarrolle todo su potencial, es necesario acceder a fuentes de financiamiento externo a fin de financiar estos proyectos de inversión.
Y, en este sentido, competimos con otros proyectos a nivel mundial para acceder a ese financiamiento”.

“Si juntos, las empresas productoras, las empresas de servicios, los Sindicatos, los Gobiernos (Nación y provinciales) y las Pymes logramos los consensos para integrar esta cadena de valor, no sólo consolidaremos lo que hemos logrado en Vaca Muerta en los últimos ocho años en materia de inversión, generación de empleo y desarrollo local, sino que, finalmente, la región se transformará en uno de los motores de la economía nacional”, plantean desde la CEPH.

La demanda de energía eléctrica subió en julio último 1,2% promedio país en comparación con el mismo período del año pasado con una fuerte incidencia en el consumo residencial, en un contexto de temperaturas inferiores a las de julio de 2019, y ahora en plena cuarentena por la pandemia del Covid-19, informó la fundación Fundelec.

En julio, el consumo de electricidad en Capital Federal y el Conurbano bonaerense registró un aumento tanto en el área a cargo de Edesur  (3,6%) como en la de Edenor  (5,6%), aunque en el resto del país mostró un leve ascenso general de 0,6%, según datos provisorios de CAMMESA.

El informe destacó que aunque hubo una importante caída en la demanda industrial y comercial, el ascenso mencionado fue posible porque el incremento del consumo hogareño fue mucho mayor a esas caídas.

Así, luego de las bajas de abril (-11,5%) y mayo (-7,6%) y de la leve suba en junio (0,9%),  la suba anotada en julio de 2020 es relevante ya que se comparó con un mes de alto consumo (julio 2019) y se ubicó como el sexto consumo más importante de la historia.  A pesar de esta suba, entre enero y julio de 2020 el consumo eléctrico acumula una caída de 0,4%.

En julio de 2020, la demanda neta total del MEM fue de 12.178,4 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2019, había sido de 12.029,4 GWh . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia el ascenso de 1,2%.

Asimismo, existió un crecimiento intermensual que llegó al 13,3%, respecto de junio de 2020, cuando había registrado una demanda de 10.748,5 GWh.

Según los datos de CAMMESA se puede discriminar que, del consumo total de este mes, el 54% (6.607,8 GWh) pertenece a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 24% (2.930,9 GWh) y el industrial 22% (2.639,7 GWh). También, en comparación interanual, la demanda residencial ascendió 13,7%, la comercial cayó 7,3%, mientras que la industrial bajó 3,1% .

La coyuntura hizo que la máxima demanda de potencia de este mes quedara a menos de 2.000 MW del record histórico y a poco más de la mitad de la potencia instalada que informa CAMMESA: 23.559 MW es el máximo consumo de potencia de julio, contra 26.320 MW de febrero de 2018 y 40.139 MW de potencia instalada.

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

Consumo mensual a nivel regional

 En cuanto al consumo por provincia, en julio,  fueron 17 las provincias y empresas que marcaron ascensos:  Misiones (16%),  Catamarca (11%),  San Luis y La Rioja (8%),  EDELAP,  EDEN y  San Juan (6%),  Santiago del Estero  y EDES (5%), Tucumán (4%),  Córdoba (3%),  Entre Ríos y  Salta (2%), Formosa y  EDEA (1%), entre otros.

En tanto, 10 provincias presentaron descensos:  Chubut (-18%),  Corrientes (-4%),  Río Negro,  Neuquén y  Mendoza (-3%),  Chaco, Jujuy, La Pampa  y Santa Cruz (-1%)  y Santa Fe (-0,2%). En  BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar el AMBA)- la demanda subió  4,4%.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de jurisdicción nacional (Capital y GBA),  demandaron 36% del consumo total del país, y tuvieron un ascenso conjunto de 4,7%  -con el mencionado crecimiento de 3,6% para Edesur, y  5,6% para Edenor,  mientras que en el resto del MEM existió un crecimiento de 0,6%, según datos de la CAMMESA.

La temperatura media de julio fue de 10.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 11.7 °C, y la histórica del mes es de 11.1 °C.

La producción de electricidad acompañó a la demanda,  la generación local creció hasta los 12.214 GWh   (contra 12.324 GWh registrados en julio de 2019). La participación de la importación de electricidad  sigue siendo baja, aunque presentó un crecimiento. Se importaron 476 GWh para julio de 2020, prácticamente de origen renovable y de excedentes hidráulicos, concentrada en días de alta exigencia.

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

La generación hidráulica se ubicó en 3.547 GWh en julio de 2020 contra 3.103 GWh en el mismo periodo del año anterior.  Sigue liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 54,90% de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron hasta cubrir el 27,95% de la demanda,  las nucleares proveyeron el 5,81% (por la salida de servicio de Atucha I), y las generadoras de fuentes  alternativas  7,60% del total.  La importación cubrió el  3,75% de la demanda total.

DATOS ESPECÍFICOS DE LA CUARENTENA (20-03 AL 06-08).

Según informa CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de energía en comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 06 de agosto, es de 8,4%.

La demanda residencial, comercial e industria liviana sufrió una caída de casi 2 GWh medios diarios. Al igual que el mes de anterior, julio de 2020 también fue alcanzado por la cuarentena (aunque con diferentes niveles de exigencia según la provincia) dispuesta desde el viernes 20/03/2020, impactando principalmente en la baja de la gran demanda, con caídas del orden de 37,6%.

 Ahora bien, observando la demanda  GUMAs  (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales del mes de abril y durante los meses de mayo y junio, se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando alrededor del 87% de su demanda previa a la cuarentena (sin considerar la demanda de ALUAR).

El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz.  No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria supera el 53%.

El hasta ahora diputado nacional del Frente de Todos; Darío Martinez, será el nuevo Secretario de Energía de la Nación, tras la renuncia a ése cargo presentada por Sergio Lanziani.

La salida de Lanziani no tomó por sorpresa a nadie del ámbito energético. Se comentaba hace meses, restaba saber el momento y quien asumiría el cargo de una Secretaría importante, que hasta ahora opera en la órbita del Ministerio de Desarrollo Productivo, pero que pasaría a integrarse a la estructura del Ministerio de Economía.

Hombre conocedor de las cuestiones energéticas, particularmente hidrocarburíferas, Martínez es diputado por Neuquén y preside la Comisión específica en la Cámara Baja. Proviene de una provincia clave en cuanto al gasífero, convencional y no convencional.

Hace pocos días opinó que “el Plan Gas (que el gobierno está definiendo) es importante dar un esquema que dé previsibilidad, que nos asegure no importar el año que viene, e incluso nos permita pensar en exportar”.

Pero tampoco se abstiene de opiniones políticas contundentes. Hace pocas horas salió al cruce del mensaje del ex presidente Mauricio Macri felicitando desde playas francesas a los manifestantes anticuarentena del Obelisco: “No podemos pedirle peras al olmo. Tampoco podemos pedirle responsabilidad como opositor a quien fue irresponsable como presidente”.

El ministro Matías Kulfas le pidió la renuncia a Lanziani y de inmediato se conoció la inminente designación de Martínez, acerca del cual se destacó su “muy buena relación con Alberto Fernández y todos los otros sectores que componen el Frente de Todos”.

La Unidad de Gestión de Proyectos Nucleares, creada por Nucleoeléctrica Argentina  (NA-SA),  reactivó los trabajos de construcción de la obra civil (edificio) correspondiente al proyecto CAREM 25,  que alojará al primer reactor nuclear de (baja) potencia íntegramente diseñado en la Argentina, y pensado, por caso, para abastecer energía eléctrica en zonas alejadas de los grandes centros urbanos.

La referida obra civil comenzó en 2014 en un predio aledaño a las centrales nucleares Atucha I  y  Atucha II, en la localidad bonaerense de Lima.

Estuvo en manos de NA-SA hasta que el gobierno de Mauricio Macri decidió cambiar el esquema, y los trabajos quedaron a cargo de Techint,  pero en 2019 esta empresa desistió de continuarlos argumentando “la entrega tardía de la documentación técnica apta para construir,  la existencia de permanentes cambios a la obra, y un atraso en los pagos por parte de la Comisión Nacional de Energía Atómica”.

Fuentes de la operadora de las tres centrales nucleares que tiene el país (faltó mencionar la usina de Embalse) refirieron que en abril último se decidió reactivar dicha Unidad de Gestión para retomar los trabajos en forma conjunta con la CNEA. El grado de avance de estas obras es del 60 por ciento, se indicó a E&N.

En consecuencia, se firmó un convenio con la UOCRA para contar con un plantel de 300 trabajadores que se irán incorporando paulatinamente a la obra, de los cuales 75 ya lo han hecho, siguiendo los estrictos protocolos sanitarios que impone la Pandemia del Covid-19.

El edificio que contendrá al prototipo CAREM 25 (Central Argentina de Elementos Modulares)  comprende una superficie de 18.500 metros cuadrados, y contendrá al reactor, la sala de control y los sistemas de seguridad y de operación de la central.

Las centrales Carem prevén que al menos el 70% de sus insumos, componentes y servicios vinculados sea provisto por empresas argentinas calificadas bajo los estándares internacionales de calidad supervisados por la CNEA.

La misma Unidad de Gestión tiene a su cargo el proyecto de construcción del edificio para el Almacenamiento en Seco de los Elementos Combustibles Quemados (ASECQ), el referido a la Extensión de Vida Util de Atucha I, y los futuros proyectos de construcción de nuevas centrales.

Una cuarta usina nuclear está pensada para encarar en 2023, con tecnología (uranio enriquecido y agua liviana) y financiamiento de China.

No obstante, trascendió que las autoridades de Energía de la Nación han encomendado analizar el estado de situación en el que se encontraba el proyecto de construcción de una central previa a la ofrecida por China, en base a un reactor de uranio levemente enriquecido y Agua Pesada, cuya tecnología es plenamente conocida por los técnicos e ingenieros nucleares argentinos.

Esta semana autoridades de Nucleoeléctrica Argentina y de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) recorrieron, en el Complejo Nuclear Atucha, las obras en el reactor CAREM 25 y en el edificio para el ASECQ. Estuvieron el vicepresidente de Nucleoeléctrica, Rubén Quintana y los directores Lucas Castiglioni e Isidro Baschar, junto al gerente de la CNEA, Juan Ferrer, y el secretario general de UOCRA filial Zárate, Julio González.

De acuerdo a la ley nacional 26.566, promulgada en diciembre de 2009, se declaró de interés nacional el diseño, ejecución y puesta en marcha del Prototipo de Reactor CAREM  bajo la órbita de la CNEA y se facultó al organismo a celebrar los contratos que resulten necesarios con Nucleoeléctrica.

A su vez, el edificio del ASECQ es una obra clave para la continuidad de la operación de las centrales nucleares Atucha I y Atucha II.

SM

A partir del primer minuto del miércoles 19 la petrolera YPF aplica una suba de 4,5 por promedio país para los precios de sus naftas y gasoils.

La empresa comunicó que “esta decisión se da en pos de avanzar con los objetivos de producción de la compañía teniendo en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país”.

Asimismo, puntualizó que “la actualización de precios tendrá en esta oportunidad como en el futuro el objetivo de recomponer asimetrías históricas a nivel federal, recortando brechas entre la Capital Federal y el interior del país”. A modo de ejemplo, se refirió que una vez calculados los costos logísticos, la provincia de Jujuy esta hoy en un +7% (en los precios de los combustibles de la marca) con respecto a la capital del país.

La propuesta de YPF , destacó la empresa de mayoría accionaria estatal, “sostiene el descuento al personal de salud del 15%, el cual es un colectivo muy sensible de unas 100.000 personas que se encuentran adheridas al programa de YPF”.

Tras el ajuste de precios de YPF, que rompe un congelamiento de 10 meses en este rubro, se espera que otras principales empresas refinadoras-comercializadoras, como son Axion y Shell, también definan nuevos precios en las próximas horas.

El Interventor del  ENARGAS,  Federico Bernal,  presentó una denuncia penal  contra el ex ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, y otros ex funcionarios del sector, por “presunta manipulación del factor de actualización de la base tarifaria”, detectada  a raíz de las auditorías  encaradas por el organismo.

Tal manipulación habría redundado “en ingresos en exceso (para las empresas)  para el quinquenio 2017-2021 por al menos 1.343 millones de dólares)”, detalla la denuncia.

A través de un comunicado el funcionario explicó la denuncia  “en el marco de las obligaciones dispuestas por el decreto 278/20 (de intervención) y la Ley (de emergencia) 27.541,  en las revisiones “llevadas adelante en casos como Transportadora de Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana”.

El Ente Regulador comunicó haber hallado “nuevas anomalías que trasuntan en ilícitos penales”  en el marco de las auditorías y revisiones mencionadas  que, “como funcionario público, se encuentra obligado a denunciar”.

“Derivadas de tales auditorías, y además de una serie de irregularidades y vicios administrativos  que llevaron al ENARGAS a recomendar (hace varias semanas) al Poder Ejecutivo Nacional declarar nulas las resoluciones de la Revisión Tarifaria Integral  (RTI) para ambas licenciatarias, se verifican ahora  comportamientos y conductas que a primera vista encuentran encuadre en el Código Penal la Nación”, señala el comunicado .

Dichos comportamientos y conductas , describe la denuncia presentada,  resultan “en al menos  los delitos de abuso de autoridad e incumplimiento de los deberes de funcionario público, negociaciones incompatibles con la función pública y administración fraudulenta,  debiendo responder en calidad de co-autores (art. 45 Código Penal)”.

El texto difundido señala que “la denuncia se dirige también contra todas aquellas personas que eventualmente se identifiquen como penalmente responsables de los hechos que se pesquisarán”.

En consecuencia, Bernal denuncia penalmente a Aranguren,  Daniel Alberto Perrone, ex Subinterventor y posterior Director de ENARGAS;  Andrés Chambouleyron, ex Subsecretario de Coordinación de Política Tarifaria del ex MINEM , David Tezanos, ex Interventor del  ENARGAS; y a Andrés Ferraris, ex Director Nacional de Política Tarifaria y luego Director Nacional de Economía de los Hidrocarburos en el ex MINEM.

También, denuncia a Juan Manuel Carassale, ex Jefe de Gabinete del MINEM; y a  Graciela Bevacqua, ex Directora Técnica del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC) según Decreto 181/2015.

A modo de síntesis la denuncia de sustenta en una “presunta manipulación del factor de actualización de la base tarifaria, la cual tiene enorme relevancia en el cálculo tarifario, dado que incide en la tarifa desde dos puntos de vista, a saber:  Rentabilidad y Amortizaciones”. ”Lógicamente, ello impacta en la tarifa de los usuarios y las usuarias” se puntualizó.

“La maniobra que se denuncia es que se habría manipulado y establecido arbitrariamente el factor de actualización de la Base Tarifaria de las licenciatarias del servicio público de transporte y distribución de gas por redes, muy por encima del que hubiera surgido de un procedimiento administrativo correcto y transparente, a fin de asegurarles a dichas empresas un ingreso indebido solventado por los usuarios y las usuarias al pagar periódicamente las facturas de gas”, describe el comunicado.

El proceso de renegociación de los contratos de servicios públicos que culminó en el 2017 con la elección de una combinación de índices de precios que redundaron en un factor de actualización sobre la base tarifaria de “33” (de punta a punta, desde enero de 1993 a diciembre del 2016), tuvo un efecto sobre las tarifas del servicio que se refleja en los mayores montos en concepto de rentabilidad y amortizaciones que les aportaron a las licenciatarias del servicio de gas por redes ingresos en exceso para el quinquenio 2017-2021 por al menos 21.255 millones de pesos constantes de diciembre de 2016 (equivalente a  1.343 millones de dólares)”, detalla la denuncia.

Y agrega que ese monto resulta  “si se los compara con una propuesta alternativa analizada por los mismos funcionarios involucrados, consistente en una combinación de índices nacionales que llevaban a una actualización sobre la base tarifaria de “24” veces, que –casual y sospechosamente- coincide con el resultado de aplicar la previsión original del marco regulatorio de los años ’90, esto es mantener las tarifas en dólares”.

El Enargas señala ahora que “este sobredimensionamiento está siendo soportado injustificadamente por los casi nueve millones (9.000.000) de usuarios y usuarias del servicio público. Estas conductas efectuadas con la finalidad de llevar artificialmente el factor de actualización a 33, significó un incremento del  3.300 %  para este componente tarifario”.

“Esta manipulación que se denuncia, no solo tuvo ese efecto gravísimo en la economía de los argentinos y los argentinas en calidad de usuarios y usuarias de este servicio público, sino que además se debió presuntamente, según las pruebas que se han obtenido, a incorporar dentro de su cálculo presuntas indemnizaciones por perjuicios ante el CIADI (organismo internacional dedicado al arreglo de diferencias relativas a inversiones), por denuncias que ni siquiera se habían hecho a pesar del paso de los años y que, en caso de hacerse, tienen un resultado incierto (pueden perder como ganar)”, refiere la denuncia.

“Al incluirse los montos por eventuales reclamos ante el CIADI, se garantizaba al 100% de los accionistas de las empresas de gas el recupero, vía tarifa -a costa de los usuarios y usuarias-,de algo que ni siquiera había sido presentado ante ese tribunal, por montos hipotéticos, y que, a todo evento, no correspondía en atención a lo que determinaban las Actas Acuerdo de Renegociación Contractual Integral”, remarca la denuncia.

Con la misión de “Crear Valor y Retribuir” GeoPark brindó una nueva capacitación online dirigida principalmente a estudiantes de la carrera de Ingeniería en Petróleo de la Universidad Nacional del Comahue, de la provincia de Neuquén y miembros activos del Capítulo Estudiantil de la
SPE, y otros invitados que se unieron a la videollamada.

La actividad convocó a más de 150 estudiantes y profesionales de diferentes universidades y países de Latinoamérica (Argentina, Bolivia, Colombia, Venezuela) quienes se interiorizaron sobre cómo GeoPark realiza sus operaciones.

En esta tercera actividad, el Ingeniero de Perforación, Terminación y Workover de GeoPark, Andrés Vilaró, brindó una charla sobre “Control de Pozos”. Recorrió un amplio temario que incluyó conceptos de presión; causas, señales y métodos de control de las surgencias; procedimientos de cierre; operaciones inusuales; equipamiento de control; y prevención.

El profesional de GeoPark también compartió ejemplos de casos reales sobre la temática. Desde la Comisión Directiva de la SPE Comahue Student Chapter, Karen Quidel destacó la importancia y valor que el ciclo de GeoPark brinda a los jóvenes estudiantes. “Tener la oportunidad de escuchar a experimentados profesionales nos permite comprender y asimilar muchos de los conceptos que vemos en nuestras carreras”, señaló.

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

GeoPark es una compañía independiente líder en Latinoamérica en exploración, operación y consolidación de hidrocarburos con plataformas y activos de crecimiento en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador y Perú.

La compañía impulsa programas de inversión social sostenibles y articulados con el Estado, autoridades locales y comunidades, con el
fin de propiciar cambios favorables en los entornos en los que actúa.

 El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, (IAE), consideró que “a diferencia de las versiones anteriores del Plan Gas,  el nuevo esquema planteado por el gobierno (Gas 2020/2024) no promueve un incremento de la producción de gas natural, y tendría como objetivo mantener los actuales niveles de producción asegurando el abastecimiento de las distribuidoras y usinas pero no la demanda total del país”.

La entidad que encabeza el ex Secretario de Energía  Jorge Lapeña  emitió un documento con “comentarios y sugerencias” de modificaciones al proyecto que el Ministerio de Desarrollo Productivo hizo trascender la semana pasada luego de una reunión con empresas productoras y distribuidoras de gas natural. Entre tales sugerencias, el IAE considera que el MDP no debería activar la subasta de gas que tendría previsto realizar en setiembre.

Se trata de un proyecto susceptible de ajustes, admiten en dicha cartera ministerial, y de hecho persisten los contactos al respecto con el sector empresario.

En base a lo publicado en medios periodísticos el IAE refirió, sobre el mecanismo de subasta de gas en bloque de 4 años, que “el sistema propuesto consistiría en subastas diferenciando la demanda base de la del pico estacional de invierno. Si bien el IAE MOSCONI coincide con el criterio de efectuar subastas en bloque , es conveniente alertar sobre algunas cuestiones relevantes relacionadas al diseño e implementación de este proyecto”.

Al respecto sostiene que “el Proyecto oficial omite formular requerimientos de aumento en la productividad que se reflejen en baja de costos de producción que permitan alinear en un plazo mediato los precios domésticos con los del mercado de referencia (Henry Hub), sino que por el contrario los precios internos aumentarán”.

También considera que el proyecto “establece un esquema de precios máximos a valor presente que surgiría luego de descontar los precios futuros ofertados con tasa anual del 10% anual en dólares. Esto implicaría que el precio del gas natural ofertado podría seguir un sendero de precios crecientes en los próximos años”.

“La tasa de descuento de los precios futuros del 10% anual en dólares, si bien podría reflejar la actual coyuntura, perpetúa innecesariamente un sobrecosto que finalmente pagarán los usuarios vía precios o vía subsidios”, señala.

El IAE Mosconi considera que “la producción de gas natural no debería ser objeto de Subsidios a la Oferta. Cuando esto último -por circunstancias extraordinarias-  no pueda ser alcanzado, la determinación de los Subsidios a la Oferta debe surgir de una evaluación de los costos de producción promedio por cuenca, y por otro lado ser aprobados en el Presupuesto Nacional del año correspondiente”.

En este orden el documento sostiene que “el desacople del precio que recibirá la oferta respecto al que pagará la demanda será financiado con fondos públicos cuyo alcance estará definido por la política de subsidios del Estado Nacional”, y a esto se suma el anuncio de la creación de un Fondo Fiduciario cuyo objetivo sería garantizar el pago de Subsidios a la Oferta y del que no se informa el origen de los fondos”.

“ Todo lo anterior configura un escenario de mayor discrecionalidad en discrepancia con las premisas del marco regulatorio en relación con la transferencia del precio del gas a tarifa, y al mismo tiempo asumir compromisos fiscales indefinidos para un horizonte de 4 años” advierte el IAE, remarcando que “la realidad indica que los precios del gas natural crecientes en moneda extranjera en el marco del Plan Gas 4 que no puedan ser afrontados por los usuarios deberán ser cubiertos con subsidios que en este momento no figuran en ningún presupuesto”.

En el mismo sentido se puntualiza que “en los próximos años se pueden comprometer recursos fiscales no disponibles. En ausencia de Presupuesto 2020/2021, y sin conocer los términos de la negociación con el FMI, se genera una fuerte incertidumbre que podría hacer fracasar el plan en forma similar a lo sucedido en planes anteriores”.

“Existen fuertes interrogantes en torno al costo fiscal de esta medida, en particular en un entorno de congelamiento tarifario y alta inflación que generan un aumento en la cuenta de subsidios que financia la brecha entre costos y tarifas y que no para de crecer”.”La aplicación de fondos públicos a subsidios por 4 años debería ser discutido en el Presupuesto Nacional 2021”, insiste el IAE.

“Esto representa un motivo de primera magnitud para postergar la subasta prevista para septiembre próximo”, puntualiza el IAE.

Acerca del mecanismo de subastas, la entidad de la cual han surgido técnicos que han gestionado durante los gobiernos radicales, incluido el de Cambiemos, sostiene que “la experiencia internacional indica que el diseño de la subasta óptima implica un natural proceso de “aprender haciendo” en el que se ajustan los mecanismos de incentivos tanto de la oferta como la demanda”.

Y agrega que “realizar una subasta con un horizonte de cuatro años, si bien podría aprovechar una contingencia actual de precios bajos podría implicar la perpetuación de errores de diseño difícilmente corregibles luego de la firma de contratos”

Asimismo el documento emitido por el IAE señala que “las distribuidoras no tendrán incentivos a reducir los precios en beneficio de los consumidores. Por el lado de los incentivos a la demanda, la subasta así planteada implicaría que las Distribuidoras, que consumirán gran parte del gas subastado permanecerán “neutrales” es decir no tendrán incentivos a comprar gas natural barato”. “Siendo ello así, la incertidumbre sobre el traslado a tarifas de altos precios del gas en boca de pozo en moneda local es altamente incierto”, agrega.

Por el lado de la oferta, se considera que “no estaría resuelta la composición de la oferta de gas natural para los próximos años ya que está pendiente para fines del 2020 la instancia de renegociación del contrato de abastecimiento con Bolivia”.

“La aplicación y el compromiso de fondos públicos a través de la implementación de un Fondo Fiduciario con horizonte a 4 años debería ser debatida en el marco del Presupuesto Nacional 2021, lo que representa un motivo de suficiente magnitud para postergar la subasta prevista para septiembre próximo”, ratificó la entidad.

Genneia recibió la certificación para las tres fases de su parque solar Ullum (San Juan) lo cual convierte a este centro de generación fotovoltaica en el primero y único de Argentina en ser habilitado cumpliendo estándares reconocidos internacionalmente, como el programa VCS (Verified Carbon Standard), para emitir certificados de reducción de emisiones (CERs).

El proyecto de emisión de CERs, también conocidos como bonos de carbono, es un programa de carácter internacional regido por las Naciones Unidas con el objetivo de minimizar las huellas de carbono en las industrias e individuos y de esa manera combatir el calentamiento global.

A través de esta iniciativa, se estimula a los actores sociales a tomar control sobre sus emisiones de gases contaminantes a la vez que reduce el impacto para el planeta y canaliza el financiamiento a empresas y tecnologías limpias e innovadoras.

El parque solar Ullum I, II y III (82 MW) debió demostrar la cancelación de emisiones de CO2, que obtiene por su generación de energía limpia y renovable, para obtener la certificación. La habilitación asegura, a través de un extenso proceso de auditorías, que el parque sanjuanino de Genneia se desarrolló y opera con una gestión de triple impacto -ambiental, económico y social- en todo su cíclo productivo.

Walter Lanosa, CEO de Genneia, afirmó que “estamos orgullosos de seguir en movimiento y mirando hacia el futuro con cada paso que damos.
Desarrollar proyectos de energía limpia y triple impacto, así como participar de iniciativas internacionales que luchan por combatir la crisis climática actual, es nuestro camino elegido como empresa”.

Hasta el momento Genneia cuenta con 3 nuevos parques eólicos registrados bajo estas normas internacionales, que al igual que Ullum, fueron gestionados en conjunto a SouthPole Carbon, compañía suiza líder mundial en trading de CERs. Se trata de los parques eólicos Villalonga I y II, Pomona I y II, y Chubut Norte I y II.

De esta manera, junto al parque eólico Rawson que ya se encuentra activo, la empresa cuenta con el mayor volumen anual de certificados en reducción de emisiones del país para poner a disposición del mercado voluntario de bonos.

Del total de certificados emitidos hasta el momento por Genneia, el 70 % ya se encuentra cedido o cancelado a empresas y eventos sociales de gran magnitud; representando más de 300.000 toneladas de dióxido de carbono neutralizadas.

Genneia es una compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera el horizonte de los 1.200 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina. Asimismo, con más de 610 MW, posee más del 35% de la capacidad instalada en energía eólica, lo que la ubica como número uno del sector.

Genneia también es propietaria y operadora de 6 centrales de generación térmica (573 MW).

Como respuesta a la pandemia de COVID-19, Tenaris continúa fortaleciendo la capacidad de asistencia del Hospital Municipal San José de Campana.

El CEO de la compañía, Paolo Rocca, el presidente para Cono Sur, Javier Martínez Álvarez, y el intendente Sebastián Abella inauguraron
un nuevo módulo hospitalario con 9 camas de internación para pacientes de clínica médica.

La necesidad de aislar los casos de coronavirus dentro de las habitaciones provoca que el centro médico reduzca el número de camas de internación disponibles, por lo que este incremento permite garantizar una oferta adecuada para pacientes no COVID durante los próximos seis meses, previniendo además el contacto entre pacientes positivos y negativos de esta enfermedad.

“A pesar de la difícil situación que está atravesando nuestra operación industrial, en momentos como este nos moviliza muy especialmente la necesidad de acompañar a nuestra comunidad, las autoridades municipales y sanitarias de la región, para superar juntos este desafío que impone la pandemia.  Por eso seguimos fortaleciendo el sistema de salud para la atención de pacientes en los Hospitales de Campana”, expresó Paolo
Rocca.

La obra llevada a cabo en el Hospital San José consistió en la instalación de un módulo de emergencia IDERO de 90 metros cuadrados y doble acceso -uno con salida interna al ala de clínica médica del nosocomio y otro de emergencia-, acompañado por un módulo sanitario cloacal. Los trabajos involucraron personal de la constructora Techint, contratistas y empleados municipales, y estuvieron liderados por un equipo de ingenieros de Tenaris.

Se desarrolló en un plazo récord de dos semanas, siendo las últimas tres jornadas de 24 horas de trabajo continuo con el objetivo de disponer de las
nuevas camas rápidamente. Una vez concluido el módulo, Tenaris donó todo el equipamiento médico para asistir a los pacientes.

El proyecto incluyó el montaje de un nuevo techo en el pasillo conector entre la Guardia, Maternidad e Internación Clínica; y la instalación de equipos purificadores de aire en el sistema de ventilación central del Hospital y filtros UV-C en más de 30 equipos de aire acondicionado. Bacterias, virus y otros patógenos, incluido el coronavirus, son suceptibles a la radicación ultravioleta.

Durante el acto de inauguración del módulo de emergencia, se anunció además la construcción de un nuevo Laboratorio para el Hospital, así como una reestructuración interna que posibilitará mejorar a la vez otras dependencias.

El proyecto planea la construcción de 272 metros cubiertos, más 74 metros de pasillo conector, sobre el ala de calle Jacob. La obra, que tendrá un plazo de ejecución de 9 meses, le permitirá al Laboratorio incrementar su número de análisis, ampliando las salas de extracción y procesamiento.

Desde abril, Tenaris viene llevando adelante obras para ampliar la capacidad de atención e infraestructura del Hospital San José. Entre ellas, se mejoró el sistema de soporte para camas de la unidad de terapia
intensiva.

Mediante el incremento del caudal y presión del aire comprimido, la mejora de la infraestructura eléctrica y el reemplazo del sistema de acumulación de oxígeno medicinal, el hospital pasó a poder abastecer hasta 40 camas con asistencia mecánica respiratoria.

Además, Tenaris contribuyó a ampliar la capacidad de asistencia médica del nosocomio donando 17 respiradores mecánicos, 12 camas de terapia intensiva y equipamiento complementario. También se donaron cientos de kits de bioseguridad para cuidar la salud de su personal médico, administrativo y auxiliar.

La petrolera YPF presentó los resultados del segundo trimestre del  año que arrojaron una pérdida neta de 85 mil millones de pesos.  En el resultado del período,  al igual que otras compañías en el mundo, YPF reportó un cargo no recurrente por deterioro de activos (impairment) de gas de 57 mil millones de pesos, que se generó principalmente por la caída de los precios tanto a nivel mundial como local, comunicó la empresa.

La compañía atravesaba una compleja situación desde el punto de vista económico y financiero que se vio profundizada por los efectos generados por la pandemia COVID-19.  De hecho, este resultado incluye una pérdida neta operativa de 36 mil millones de pesos antes de considerar el efecto registrado por el deterioro de valor de activos antes citado.

En lo que respecta al mercado de crudo y combustibles, la contracción en la demanda impactó fuerte en las ventas de YPF.  Las ventas de naftas cayeron un 85% en la última semana de marzo y a partir de ese momento fueron repuntando gradualmente estabilizándose en el mes de julio con una caída de entre 40 y 45%.

 En el caso del gasoil, llegó a tocar una caída máxima del 50% para luego estabilizarse en torno a una caída del 20% en las últimas 10 semanas.

YPF lidera por mucho las ventas de combustibles en el mercado local y tiene en este rubro de actividad una de sus fuentes de ingresos clave. Por ello, aguarda por un descongelamiento próximo de los precios de naftas y gasoils, que el gobierno admitió estar considerando.

Esta caída en las ventas, entre otras cosas, afectó los ingresos de la compañía que alcanzaron los 134 mil millones de pesos,  un  17% menos comparado con los ingresos del segundo trimestre de 2019.

 La producción de hidrocarburos también se vio afectada por esta situación, disminuyendo  9% respecto al trimestre anterior. Como referencia, la producción de petróleo a nivel país cayó cerca de un 11% en igual período y a nivel mundial la caída fue superior al 15% entre abril y junio.

 “En este duro contexto para la industria global de petróleo y gas, la mayoría de las grandes petroleras reportaron resultados negativos de gran magnitud, incluyendo importantes ajustes a la baja del valor de sus activos”, se indicó.

En este marco, se destacó que la compañía de mayoría accionaria estatal  “está ejecutando una fuerte revisión de su estructura de costos para lograr una operación competitiva a nivel mundial, promoviendo eficiencias que le permitan preparar el escenario para cuando se supere la situación”.

 En el plano financiero se logró durante el mes de julio un canje de deuda exitoso que le permite mejorar su perfil de endeudamiento.

“Con todas estas acciones que se van implementando ya se comienzan a ver algunos resultados operativos y financieros que permiten vislumbrar que el momento más crítico de la difícil situación profundizada por el efecto de la pandemia comienza muy lentamente a despejarse”, se estimó.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) se encuentra evaluando una propuesta de la Transportadora de Gas del Sur  (TGS) para la ampliación y optimización del  uso del sistema de transporte de esa Licenciataria en la totalidad de su trayecto para inyectar gas desde la Cuenca Austral y transportarlo hasta el Gran Buenos Aires (GBA).

La iniciativa se presentó en el marco de la mesa de trabajo permanente entre las Transportistas y el Organismo, donde se analizan un conjunto de proyectos de todo el Sistema de Transporte Nacional de gas (Norte y Sur), indicó el Ente a través de un comunicado.

Los proyectos que presentó TGS requieren una evaluación de los posibles beneficios a los usuarios de todo el sistema de ductos, desde cuestiones técnicas como la de una mejora de la confiabilidad, el reemplazo de combustibles más caros, menores  importaciones , y las ampliaciones de volúmenes de gas para su exportación, para la generación eléctrica,  para el desarrollo industrial y petroquímico, y mejores regalías provinciales, describió el organismo regulador.

De acuerdo con las previsiones de producción de gas en dicha Cuenca,  inicialmente en la Provincia de Santa Cruz se estima una oferta adicional de dos millones de metros cúbicos por día (2 MMm 3 /d), se demandaría una ampliación del Gasoducto General San Martín -que opera y mantiene TGS- para su acceso al mercado en GBA y entregas intermedias.

Para cumplir ese objetivo,  detalló el Ente, se plantean obras sobre el Gasoducto San Martín en su paso por Santa Cruz para expandir su capacidad de transporte y, además, la construcción de un nuevo gasoducto con planta compresora entre las localidades bonaerenses de Mercedes y Cardales,  que posibilite la transferencia de gas al sistema de ductos de Transportadora de Gas del Norte (TGN) desde todas las cuencas -Sur y Neuquén- y durante todo el año.

Las obras sobre el Gasoducto San Martín consisten esencialmente en la construcción de cañerías paralelas (58,5 kilómetros de loops  de 30” de diámetro) desde Santa Cruz hasta Chubut, y algunas otras obras adicionales de adecuación, pero sin ampliación de potencia de las plantas compresoras afectadas. Los trabajos tendrían un plazo de ejecución total desde su inicio de ocho (8) meses y se espera que puedan generar aproximadamente 180 puestos de trabajo directos y 200 indirectos.   

Esta obra representaría para la provincia ingresos adicionales por regalías estimados por el ENARGAS en 1 millón de pesos diarios.

Por otro lado, y complementariamente, TGS propuso la construcción de un gasoducto de 73 kilómetros  de longitud y de 30” de diámetro, desde Mercedes hasta Cardales -ambas en la provincia de Buenos Aires- y conectándose al sistema de gasoductos de TGN.

Esta obra se complementa con la adecuación de las instalaciones en General Las Heras de manera que permita la operación de los distintos gasoductos con flexibilidad y confiabilidad.

Este nuevo gasoducto sería apto para transportar hasta quince millones de metros cúbicos por día (15 MMm 3 /d) de gas natural para el abastecimiento de los consumidores conectados al sistema de Transportadora de Gas del Norte.  Su diseño permite, además, realizar futuras ampliaciones en caso que resulten necesarias.

Para este nuevo desarrollo se estima un plazo de ejecución total del proyecto desde su inicio en diez (10) meses y se espera que la planta compresora demande 150 puestos de trabajo directo y 120 puestos indirectos, mientras que para el tendido del gasoducto 180 puestos directos y 200 indirectos.

En la comunicación del Ente Regulador no se hizo mención a los costos y financiamiento del proyecto. El organismo está facultado para avanzar en la evaluación técnica y económica y definir su realización.

Los principales beneficios que se pueden mencionar del Gasoducto Mercedes – Cardales, además de incrementar el abastecimiento de futuros usuarios en GBA y Litoral, son la optimización del uso de los gasoductos existentes y el aumento de la oferta desde la Cuenca Austral en 2 MMm 3 /día.

También,  la confiabilidad de suministro a largo plazo, permitiendo la transferencia de volúmenes de un sistema de transporte a otro en los que se incluyen los inyectados en la Terminal de GNL Escobar.

Por último, dotar al sistema de transporte de un pulmón adicional de gas en términos de stock o linepack para atender picos horarios de demanda en la zona de mayor consumo y más alejada de las cuencas productoras, posibilitando atender consumos importantes como grandes usuarios del Sistema Eléctrico en las zonas de GBA y Litoral.

“Estos proyectos sobre el Sistema de TGS, junto a otros aún bajo análisis sobre el Sistema de TGN se enmarcan en la mesa de trabajo permanente entre Transportista y el ENARGAS,  constituyendo un tema central para la nueva Administración”, señaló el Ente Regulador.

Luego de más de 20 años, el 6 de agosto último, TGN realizó una emisión de
Obligaciones Negociables en el mercado local con importante demanda del público inversor.

Este instrumento, que forma parte del plan financiero de la compañía, ofreció una alternativa muy atractiva para los inversores, que realizaron ofertas por 2,86 veces el monto máximo a emitir, se informó.

Con tasa variable y vencimiento a 18 meses contados desde la fecha de emisión, TGN emitió O.N. Clase 1 denominadas en pesos por un valor nominal de 1.500 M de pesos (mil quinientos millones), bajo el Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables por un monto máximo de hasta 600 M de dólares o su equivalente en otras monedas.

El capital será amortizado en tres cuotas: (i) la primera será abonada a los 12 meses contados desde la fecha de emisión, por un monto equivalente al 33,33% de las O.N.; la segunda a los 15 meses contados desde la fecha de emisión por un monto equivalente al 33,33%; y la tercera a los 18 meses de la fecha de emisión por un monto equivalente al 33,34%.

Las Obligaciones Negociables Clase 1 devengarán intereses a una tasa variable nominal anual, que será la suma de la Badlar Privada más 1,00%. La tasa será calculada para cada fecha de pago de intereses de las O.N. y los intereses serán pagaderos trimestralmente por período vencido.

TGN opera y mantiene más de 11.000 kilómetros de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras, y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Los accionistas controlantes de TGN son: 56% de GASINVEST S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles ; 24% SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA)

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad sancionó a la distribuidora EDESUR en 167.812.000 pesos por “incumplimientos en materia de Seguridad Pública (en la prestación del servicio) correspondientes a los años 2018 y 2019”, tras haber “verificado más de 3.000 casos de anomalías”.

El ENRE informó que la sanción económica fue formulada mediante las resoluciones 85/2020, 86/20202, y 87/2020, en las cuales se argumenta sobre las “anomalías verificadas en materia de seguridad eléctrica en la vía pública y deberes de información y respuesta a los requerimientos emitidos por el ente regulador”.

En un comunicado del Organismo se puntualizó sobre el caso que “se tuvo en consideración el reclamo de usuarios y usuarias, los informes presentados por la distribuidora y los resultados de las inspecciones llevadas adelante por el ENRE”.

El ENRE aplicó una sanción similar a esta distribuidora a principios de julio, por 163 millones de pesos.

En este caso se indicó que “las sanciones formuladas contra la concesionaria del servicio público de distribución de energía eléctrica EDESUR (área sur del AMBA) también incluyen una denuncia del Consejo Deliberante de Lomas de Zamora, de julio de 2019, por incumplimiento a las normas de seguridad en la vía pública en dicho municipio y una denuncia de septiembre de 2018 por un incendio ocurrido en una vivienda en el partido de Ezeiza debido a una anomalía en una instalación eléctrica en la vía pública”.

El texto de la comunicación emitida ahora se señala que “las resoluciones emitidas se enmarcan en el trabajo que lleva adelante el Ente Regulador para brindar respuesta a los más de 40.000 reclamos que quedaron
pendientes de la gestión anterior”.

“Las funciones de control del ENRE tienen por objetivo no solo imponer sanciones a las distribuidoras bajo su jurisdicción, sino también disuadirlas de desplegar conductas que pongan en riesgo la seguridad de la ciudadanía”, indicó el organismo que tiene por Interventor a Federico Basualdo.

Las empresas productoras y distribuidoras de gas natural recibieron para su análisis el texto cuasi final del  “Esquema Gas 2020-2024” elaborado por el Ministerio de Desarrollo Productivo cuyos lineamientos básicos fueron expuestos en la videoconferencia que encabezó el jueves 6  el ministro Matías Kulfas (ver nota aparte).

El texto que a continuación publica E&N se conforma con 23 puntos, y es suceptible de ajustes reconocieron fuentes gubernamentales. También será considerado por otros especialistas y técnicos del sector,  lo cual dará lugar a opiniones en los próximos días.

El nuevo plan será definido a través de un decreto y es intención del gobierno activarlo en setiembre con el objetivo de encauzar  la producción  hacia volúmenes que limiten al máximo la importación de gas para el invierno de 2021.

l.  Los productores que deseen participar deberán comprometerse a sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020.

2.  Se licitan 70 millones de m3/d de gas que entran en el bloque base de 4 años, que no pueden representar más del  70% de la producción de las empresas.  Lo que define un volumen mínimo a inyectar de  l00 MM de m3/d, a partir de mayo de 2021. Los contratos comenzarían desde septiembre/octubre 2020.

3.  Se licitarán volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno de esos  4 años, en función de las capacidades de transporte remanentes contratadas por las demandas de Distribuidoras y usinas térmicas.

4.  La licitación se divide por cuenca . Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en Noroeste ,  47,2 MM de m3/d en Neuquina,  y 20 MM de m3/d en Austra l. En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se asignará dicho volumen a ofertas de otras cuencas, siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible .

5.  Para la producción off shore se establece un plazo adicional de 4 años (total de 8). Una vez iniciado el plazo adicional, los volúmenes comprometidos por cada Productor para el abastecimiento de la demanda comprendida deberán ascender al  70% de la producción que tenga a partir de septiembre 2024 . En adelante, el Productor deberá  cumplir con los contratos firmados con las Distribuidoras y CAMMESA.

6.  Los productores off shore deberán compensar el diferencial entre la producción base y su producción real, con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas , durante los meses de junio,  julio y agosto de los primeros 4 años del esquema.  A tal efecto se considerará  la producción base total de la cuenca de cada productor.

7.  En caso de no alcanzarse el volumen de 70 millones de m3/d del bloque en la primera ronda,  se prevé segunda ronda complementaria donde cada productor se compromete a compensar su falta de volumen inicial con importaciones a su cargo de gas importado durante el período invernal 2021. Esta alternativa permitiría que participen productores que no llegan a incrementar producción para mayo de 2021.

8.  La licitación pondera , en los precios ofertados, el peso de la Res. 46, a menos que el productor renuncie a sus derechos desde la entrada en vigencia del  Esquema.

9.  A los efectos de comparar las ofertas de distintas cuencas, se considerará el costo del gas retenido hasta el centro de carga:  4,86% para cuenca Neuquina y  11,27% para cuenca TDF y 5,20 para cuenca Noroeste.

1O.  Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado.  Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente al precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.

11.  El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado, de los volúmenes del  bloque base, entre la oferta y la Res. 46, para los 4 años (8 para off shore) , descontados a l 10% e incluyendo el costo del gas retenido.

12.  Cada Productor beneficiario del programa establecido en la Res. 46, podrá optar por no competir en el presente Esquema basta la finalización del citado Programa, esto es,  hasta el 31 de diciembre de 2021. En dicho caso, ese Productor podrá realizar su oferta sin ponderar en su precio ofertado los volúmenes comprometidos bajo la Res. 46, pero solamente le serán asignados volúmenes en caso de que existan cantidades remanentes a las definidas para la cuenca en cuestión;  y ello, luego de haber sido asignadas todas las ofertas correspondientes a la ronda inicial.

13.  Se define un precio máximo de 3,4 USD/MMBTU  para el precio considerado para la adjudicación (precio a valor presente).

14.  El precio ofertado será el que le corresponderá cobrar a cada productor adjudicado durante la vigencia del esquema.

15.  Las penalidades por incumplimiento entre el 85% de entrega y el 95% serán un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento .

16.  Las penalidades por incumplimiento debajo del  85% serán la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento .

17.  Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá compensar su falta de volumen con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, o pagando el equivalente a 2 veces el volumen a compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de 1,25.

18.  Si se registran incumplimientos por 6 meses seguidos, el productor quedará excluido del esquema y se ejecutarán las cauciones (montos percibidos durante el año calendario en que se verifique el incumplimiento, correspondiente al diferencial entre el precio ofertado y el precio a reconocer por las Distribuidoras según los cuadros tarifarios vigentes, o el precio de referencia a reconocer por CAMMESA.  Estos montos a reintegrar serán calculados con más un 10%.

19.  El orden de mérito resultante de la licitación define:   (i) el ingreso en el bloque al precio ofertado;  (ii) el orden en el que se corta la inyección ante excedentes de oferta en períodos de baja demanda;  (iii) la prioridad para exportar (de acuerdo al volumen a contratar con CAMMESA).

20.  En función del orden establecido en el punto anterior, se asignará la posibilidad de obtener permisos firmes de exportación por  4 MM de m3/d en Neuquina y  2 MM/d de m3 en Austral.

21.  Adicionalmente, sin tener en cuenta el orden mencionado , previo al inicio del período estacional de verano, se asignarán a cualquiera de los Productores de cada cuenca, permisos firmes adicionales a los mencionados en el punto precedente por 3 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM de m3/d en Austral.

22.  Se determinará , mediante un proceso que incluya instancias de efectiva participación ciudadana -y teniendo en consideración la política de subsidios adoptada por el ESTADO NACIONAL -, el precio por el cual las prestatarias del servicio de gas natural podrán solicitar que se efectúe el ajuste tarifario por variación en el precio del gas natural comprado.  Dicho precio podrá ser igual o inferior al precio de mercado.  El diferencial  entre el precio determinado por la Autoridad de Aplicación ministerial y el precio ofertado estará a cargo del ESTADO NACIONAL.

23.  Se adjuntará el modelo de contrato a firmar con Distribuidoras y CAMMESA con un Deliver or Pay (DOP) del  100% diario y un Take or Pay (TOP) del  75% mensual.

Por Santiago Magrone

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas presentó ante empresarios del sector hidrocarburífero -Productoras y Distribuidoras de gas- los principales lineamientos del denominado “Esquema de Gas 2020-2024”, una iniciativa del gobierno que busca potenciar la producción de gas natural, que consistirá en un sistema de contratos directos para garantizar el abastecimiento en los próximos cuatro años.

En sus aspectos centrales el referido esquema contempla subastas para las compras de gas en base a un bloque de 70 millones de metros cúbicos día durante todo el año (con un adicional en invierno) distribuídos entre las varias cuencas productoras, de lo cual resultarán precios según las características de los yacimientos (convencionales y no convencionales).

Sobre la base de los precios de adjudicación de los contratos por los volúmenes de gas ofertados, el Estado fijará el monto del subsidio que está dispuesto a aplicar para que el usuario-destinatario del gas pague sólo una parte del gas que consume.

Para las empresas productoras constituye un dato clave saber cual es la garantía de cobro de tal diferencia (entre lo que habrá de facturarse al usuario y el precio de venta del gas ofertado en la subasta) que corresponderá pagar al Estado en base a un decreto específico que activará el futuro esquema.

Toman como un “mal antecedente” lo que ocurre con el DNU 1053/18 por las DDA que reclaman cobrar (U$ 393 millones), hoy en revisión parlamentaria y judicial.

Un comunicado emitido por el Ministerio poco después de la reunión virtual, de la que participaron cerca de setenta personas, remarcó que Kulfas agradeció “el compromiso que han mostrado todos los actores del mercado” para el diseño del esquema, que procura que el del gas “sea un sector que lejos de ser un obstáculo se convierta en una palanca para el desarrollo económico del país”.

Además, el funcionario consideró que la iniciativa permitirá “proyectar una oferta vigorosa que sea compatible con los ciclos económicos, que nos permita ahorrar importaciones y, por lo tanto, recursos fiscales”, y añadió que “el objetivo es que la Argentina se convierta en un país superavitario con inversión, en un sistema abierto, transparente y competitivo”.

El comunicado señala que “el Esquema de Gas 2020-2024 que se pondrá en marcha en los próximos meses, busca generar una sinergia público-privada que garantice la oferta y atienda a la demanda, mediante contratos directos entre los productores de gas natural y las distribuidoras, por un lado, y la demanda de usinas térmicas (que se realizará con CAMMESA), por el otro”.

El subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, que participó de la reunión, aseguró que la iniciativa traerá “certidumbre” para todos los actores del sector e indicó a los empresarios que “se está pensando en una garantía para asegurar el cobro de los productores, que se está terminando de diseñar”.

Según el esquema, los productores deben comprometerse a sostener o incrementar la producción de 2020 y se les permitirá aumentar las exportaciones fuera del período estacional de invierno, período de mayor demanda de gas en el país.

A su turno, el CEO de YPF, Sergio Affronti, estimó que la iniciativa “da previsibilidad en cuanto al precio y normaliza un mercado de gas que en los últimos años había presentado distorsiones severas”. “Por otro lado nos permite satisfacer de forma eficiente distintos segmentos de la demanda”, agregó.

Entre los objetivos del esquema se encuentran viabilizar inversiones inmediatas en producción de gas en todas las cuencas; satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos; proteger los derechos de los usuarios y consumidores del servicio de gas natural; proteger la cadena de valor de toda la industria gasífera y mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción.

“Pero el plan también busca cuidar los ingresos de los usuarios finales vía tarifa, principalmente de las franjas vulnerables de la población; sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles líquidos, especialmente en invierno; disminuir el costo fiscal de los subsidios”, puntualizó el Ministerio.

Asimismo, se puntualizó que el plan procurará “coadyudar con una balanza energética superavitaria; generar certidumbre de largo plazo al sector hidrocarburífero y establecer un sistema transparente abierto y competitivo”.

“El precio del gas PIST (Precio de Ingreso al Sistema de Transporte) surgirá del mercado, en un marco de libre competencia, pero con condiciones que fija el Estado para asegurar los objetivos del programa” , señala el texto, escaso de precisiones.

El Subsecretario Carbajales, estimó próxima la puesta en marcha del programa, y desde las productoras de estima que “si todo va bien podría ocurrir en setiembre”.

En la jornada previa a la presentación formal de los lineamientos del Esquema Gas por parte del ministro Kulfas, el subsecretario Carbajales había expuesto sobre los objetivos del gobierno en el sector energético ante decenas de empresarios y técnicos en una conferencia virtual organizada por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham).

Allí, Carbajales detalló que tales subastas se harán para asegurar el suministro de gas por 365 días por 4 años, con un bloque adicional “de invierno” para el mismo período.

Si bien la prioridad estará puesta en el despacho al mercado interno, también estará habilitada la exportación en firme por hasta 11 MMm3 diarios en la época estival, cuando baja la demanda local, explicó.

El subsecretario aseveró que el Poder Ejecutivo fijará el nivel de subsidios al usuario del gas, y que los futuros contratos podrán empalmarse con los que estan vigentes en el marco del plan de estímulo a la producción de reservorios no convencionales de la Cuenca Neuqina dispuesto por la resolución 46/17 del ex ministerio de Energía y Minería, con vencimiento a finales del 2021.

Carbajales no dió precisiones al respecto, siendo éste un tema clave en relación con aquellas empresas beneficiadas por dicho esquema (por caso Tecpetrol), y señaló que “habrá diferentes alternativas de ingreso” para ésas compañías.

En lo que respecta al desarrollo de proyectos off shore de exploración y producción, señaló que el futuro plan amplía plazos a 8 años.

Los productores deberán asumir una compromiso de producción por cuenca y por mes, de manera de sostener e incrementar los niveles de producción que registran este año, se indicó.

La aplicación de un esquema de subastas vino a coincidir con una propuesta formulada en tal sentido hace un par de meses por el Enargas para garantizar una mayor competencia por precios. No obstante, el interventor Federico Bernal no participó de la presentación en el MDP,

El objetivo declarado es incrementar la producción (convencional y no convencional), en base a un precio que redunde además en tarifas adecuadas para los usuarios de  los segmentos regulados (usuarios del servicio completo y aquellos que compran gas, transporte y distribución en forma desagregada).

Habrá entonces un subsidio focalizado principalmente a la demanda de los segmentos de menores recursos. Pero el tema del costo fiscal está en manos del ministerio de Economía, abocado a las negociaciones para renegociar montos y plazos de la deuda externa, ahora con el FMI.

Cabe referir que, según trascendió, en dicho esquema se estuvo considerando reconocer un precio inicial que se estimó en torno a los 3,50 dólares por MBTU,  pero ahora ocurrirá que el precio es el que surgirá de la subasta mencionada por el funcionario. En las dos últimas del MEGSA los precios del gas promediaron 2,50 dólares.

El cambio de criterio en cuanto a la modalidad de definición del precio derivó como consecuencia de la denuncia formulada por el ENARGAS contra la política de precios aplicada durante el gobierno de Mauricio Macri (gestión Aranguren) omitiendo la obligación de aplicar el esquema de libre oferta y demanda que establece la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).

La Ley 25.561 de emergencia económica sancionada en enero de 2002, estableció que los precios de comercialización del gas serían fijados por el Estado Nacional, por lo que los presupuestos fundamentales de la ley 24.076 quedaron suspendidos.

Pero con la caducidad de la Ley  25.561 en octubre de 2017 y la entrada en vigor, nuevamente, de la Ley 24.076 el precio del gas natural debía surgir de la libre oferta y demanda y esos precios y condiciones debían ser revisados por el ente regulador del sector, sostienen en el ENARGAS.

La denuncia presentada señala que, en cambio,  se convocó a los productores y distribuidores de gas para establecer unas “bases y condiciones” en la comercialización del gas fijando arbitrariamente precios uniformes para todas las cuencas.

Esos precios uniformes tendrían una secuencia de aplicación escalonada en dos años (entre 7,50 y 6,80 dólares el MBTU) y como condición contractual, un tipo de cambio variable en dólares estadounidenses, que aquel ENARGAS no objetó.

En el año 2018 el peso de devaluó 100 por ciento y en octubre se pretendió que la diferencia por devaluación fuera absorbida por los usuarios en 24 cuotas en su factura, lo que mereció denuncias penales. El gobierno de entonces dispuso, a través del DNU 1053, la absorción por parte del Estado Nacional de esas diferencias, a pagar en 30 cuotas mensuales.

La denuncia del Ente también derivó en la decisión de la Secretaría de Energía de frenar el pago de estas cuotas (sólo se pagó 1 una en la gestión Macri) hasta que la Justicia se expida, explicó Carbajales.

El mes pasado el Subsecretario dijo que “cambió la coyuntura por la denuncica penal que hace el Interventor del ENARGAS por el acuerdo de fines de 2017 y que luego se trasladó a tarifa. Eso está en la Justicia y la Secretaria de Energía tomó la decisión de suspender el pago hasta tanto esa situación fuera aclarada por la Justicia, y después se verá”.

El dato adicional sobre este tema es que la semana pasada el Senado de la Nación votó la anulación del artículo 7 del DNU 1053/18 referido al pago de casi 400 millones de dólares por las DDA entre las distribuidoras y las productoras del gas.

Esta novedad motivó una reciente carta al ministro Kulfas por parte de la cámara empresaria CEPH reclamando se pague dicha suma, y advirtiendo que su no cumplimiento sería “una pésima señal a la hora de tener que definir futuras inversiones”. Resta saber que criterio seguirá el gobierno.

En este contexto, Carbajales reivindicó hace algunas semanas para YPF el rol de empresa testigo en el mercado local del petróleo, del gas y de los combustibles.

Al respecto sostuvo que “el gobierno anterior la dejó librada a su suerte, hubo destrucción de valor sistemática, perdió valor en combustibles (70 por ciento de sus ingresos), en Gas YPF fue pionera en Vaca Muerta y sin embargo quedó afuera de los alcances de la Resolución 46”, describió.

El funcionario hizo referencia a que la empresa de mayoría accionaria estatal desde el año 2012 “no pudo influir en la política pública energética durante el gobierno anterior, y está muy complicada por su endeudamiento en dólares”.

En las últimas horas, tanto el Presidente de la Nación, Alberto Fernández, como el Presidente de YPF, Guillermo Nielsen , coincidieron en la necesidad de restaurar el rol clave de la compañía en la industria petrolera.

De paso, y en el contexto de incremento del precio internacional del crudo hasta superar el precio del Barril Criollo (45 dólares) consideraron necesario revisar los precios de los combustibles en el mercado interno, congelados desde octubre del 2019.

De hecho, y antes de participar de la reunión con Kulfas, el CEO Affronti mantuvo una reunión con el ministro de Economía, Martín Guzmán, para analizar la cuestión, y no se descarta una decisión inminente al respecto.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) incorporó a GE Renewable Energy como nuevo integrante de la asociación “comprometida con el desarrollo de una matriz energética más renovable, limpia y eficiente en el país”. Con 24 empresas miembros esta cámara representa en su conjunto el 70% de la potencia eólica instalada nacional.

En Latinoamérica, GE Renewable Energy tiene instaladas aproximadamente 3.000 turbinas eólicas que generan cerca de 6 GW.

A nivel local, esta empresa prevé instalar casi 300 MW, lo que representará un 13% de la energía eólica generada en Argentina y un 9% de la energía renovable disponible.

“El desarrollo de la industria requiere del esfuerzo conjunto de todos los actores para impulsar medidas que promuevan estas tecnologías y la diversificación de nuestra matriz energética afirmó Ariel Russo,
Director Comercial de GE Renewable Energy. 

La Cámara Eólica Argentina nació a finales del 2017 con el objetivo de promover un desarrollo sólido de la industria y convertir la energía eólica en la tecnología líder en la transformación de la matriz energética en la República Argentina. Actualmente resulta un actor fundamental en el seguimiento de la seguridad y regulaciones para las obras y parques que deben seguir generando, indicó la entidad empresaria

Los miembros de la Cámara hoy representan a 8 provincias del país y al 70% de la potencia instalada nacional proyectada. La energía eólica en la Argentina genera alrededor de 4,7 GWh anuales, equivalente al consumo de más de 1,5 millones de hogares, y una reducción de más de 2,3 millones de toneladas de CO2 por año.

GE Renewable Energy es un negocio de 15.000 millones de dólares que combina energía eólica terrestre y marítima, hidroeléctrica, solar a gran escala, almacenamiento energético y soluciones de red, así como energías renovables híbridas y servicios digitales. En 80 países ha instalado más de 400 gigavatios de energía renovable limpia y equipado a más del 90 por ciento de las empresas de servicios públicos de todo el mundo con sus soluciones de red.

 Shell Argentina contrató a TGS para la provisión de servicios midstream de deshidratación, filtrado, regulación y medición de gas con una capacidad de hasta 1 millón de metros cúbicos por día en el bloque Bajada de Añelo, en Vaca Muerta, acordando un plazo mínimo de dos años de estos servicios.

La transmisión de datos operativos del volumen de gas que ingrese al sistema de Gasoductos Vaca Muerta de TGS se realizará a través de la red de fibra óptica que Telcosur, unidad de negocios de telecomunicaciones de la Transportadora, instaló en Vaca Muerta y que dispone de capacidad y capilaridad suficiente para brindar servicios de telecomunicaciones a toda la región.

Mediante este modelo de negocio, Shell Argentina seguirá ganando eficiencia en sus operaciones en Bajada de Añelo haciendo foco en la perforación, completación y testeo de pozos con la finalidad de obtener datos del  reservorio que le permitan optimizar su proyecto de desarrollo del bloque que opera junto a YPF como socia, indicó la compañía petrolera.

Al respecto, el presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, destacó que “nos complace que una empresa de midstream como TGS se acerque cada vez más a boca de pozo como sucede en las operaciones de no convencionales más importantes del mundo”. “Este acuerdo tiene el potencial de ser un modelo para toda la industria y un primer paso de muchas otras oportunidades de cooperación entre ambas empresas”, añadió.

Por su parte,  el CEO de TGS, Oscar Sardi, destacó que “el acuerdo con Shell consolida la visión integradora y el modelo de negocios adoptado por TGS,  que lo proyecta como el socio estratégico ideal  capaz de satisfacer con la provisión de sus servicios todos los eslabones de la cadena de valor del gas natural”.

Por ello, agregó Sardi, “estamos especialmente orgullosos, en tiempos de pandemia no hemos bajado los brazos, por el contrario, junto al equipo de profesionales de Shell hemos dado este primer paso caracterizado por la colaboración y confianza puesta de manifiesto durante el desarrollo del acuerdo, que nos permitirá ofrecer al cliente una solución ajustada a sus necesidades y expectativas”.

Hacia fin de año, ambas empresas prevén firmar un acuerdo para inyectar la producción en el gasoducto Vaca Muerta Norte, que será acondicionada en la planta Tratayén, dos obras que TGS construyó y puso en funcionamiento en 2019 en la Cuenca Neuquina.

De esta manera, Shell se convertirá en la octava empresa conectada al sistema de gasoductos Vaca Muerta de la transportadora, sumándose a Pluspetrol, Pampa Energía, Exxon, GYP, Total, Tecpetrol, e YPF, confirmando un modelo de negocio de contratación de todos los servicios midstream, externos al rol principal de perforación.

Presente en la  Argentina desde  hace más de 100 años, ingresó en el negocio del Upstream  en el país en 2012 cuando encaró la exploración y subsiguiente explotación de reservorios de petróleo y gas no convencionales en la cuenca del Neuquén.

En la actualidad opera los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo,  mantiene un porcentaje de participación en el bloque Bandurria Sur, operado por YPF, y en dos bloques operados por Total Austral :  La Escalonada y Rincón La Ceniza.

El desarrollo de Vaca Muerta ocupa un lugar destacado en el portafolio de oportunidades futuras para el Grupo Shell, ratificó.

“Si bien hoy nuestro foco de inversiones en Vaca Muerta esta puesto primordialmente en petróleo, también tenemos interés en participar en el mercado del gas y seguimos con atención a lo que se resuelva en relación a un plan específico para esta actividad”, comentó Rooney en declaraciones periodísticas respecto a un posible programa de estímulo que prepara el gobierno para los próximos cuatro años.

Por su parte, TGS  invirtió U$ 300 millones en Vaca Muerta para la construcción de un gasoducto de 150 kilómetros que atraviesa 30 áreas productivas de la formación no convencional,  que permitirá el transporte de hasta 60 MMm3/d, que serán acondicionados en la planta construida en Tratayén, previo a inyectarlo a los sistemas de transporte regulados.

La capacidad de acondicionamiento inicial de esta Planta es de 5 MMm3/d, y será ampliada en el futuro mediante la instalación de módulos que acompañarán el ritmo de desarrollo de las reservas, se indicó.

TGS informó que se “encuentra prestando el servicio de transporte de gas con total normalidad, con sus equipos de trabajo organizados para responder a la situación sanitaria planteada, priorizando la preservación de la salud de sus colaboradores, las condiciones sanitarias seguras de sus instalaciones y el sostenimiento del servicio público de transporte de gas natural y de sus otros negocios, como son la producción y el despacho de GLP, sus operaciones midstream en Vaca Muerta, los servicios de telecomunicaciones y el resto de sus actividades”.

El ministerio de Economía de la Nación aprobó el Plan de Acción y Presupuesto para el ejercicio 2020 de la empresa de estatal Integración Energética Argentina S.A. (Ex ENARSA) estimando un Resultado Financiero (Superávit) para el período de 3.608,7 millones de pesos.

El gobierno ratificó para IEASA su papel de “herramienta de ejecución de la política energética nacional”, y tras señalar que “desde el 2004 hasta la actualidad, la empresa atravesó distintas gestiones que le imprimieron sus respectivos sesgos a las actividades desarrolladas”, se destaca que “después de un proceso de desprendimiento de sus activos (ocurrido en los últimos cuatro años) , la empresa se encuentra en una etapa de recuperación de su participación estratégica en el sector energético y de reconstrucción de su identidad”.

Economía publicó en el Boletín Oficial la Resolución 345/2020 y anexos en los que estimó en $ 101.423,8 millones los ingresos de operación, y en $ 144.922,9 millones los gastos de operación, de lo cual resulta una pérdida operativa de $ 43.499,1 millones.

Asimismo, estimó en $ 154.744,8 millones los ingresos corrientes y en $ 148.288,5 millones los gastos corrientes, de lo cual surge un Resultado Económico (ahorro) de $ 6.456,2 millones.

En la misma resolución se estimó en $ 13.203.0 millones los ingresos de capital y en $ 16.050,5 millones los gastos de capital (-2.847 millones de pesos). Como consecuencia de su conjunción con el Resultado Económico se estimó el Resultado Financiero (Superávit) para el ejercicio en curso de $ 3.608.7 millones.

IEASA es una sociedad anónima con participación mayoritaria del Estado Nacional conformada en el año 2017, producto de la fusión de ENARSA (creada en 2004) con Emprendimientos Energéticos Binacionales, EBISA.  IEASA actúa en la órbita de la Secretaría de Energía, del Ministerio de Desarrollo Productivo.  

Su objeto es el de llevar a cabo por sí,  por intermedio de terceros o asociada a terceros, el estudio, exploración y explotación de los Yacimientos de Hidrocarburos sólidos, líquidos y/o gaseosos, el transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados directos e indirectos, así como la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural.

Asimismo, la Sociedad puede por sí, por intermedio de terceros o asociada a terceros, generar, transportar, distribuir y comercializar energía eléctrica, y realizar actividades de comercio vinculadas con bienes energéticos.

La resolución señala que “la actuación de IEASA obliga a tener en cuenta una serie de efectos financieros de situaciones y medidas adoptadas en los últimos ejercicios con impacto en el 2020”.

En ese contexto,  se consigna que “el principal segmento de ventas de la compañía lo constituyen las distribuidoras de gas, cuyos niveles de cumplimiento de pago al vencimiento resultaron durante el ejercicio pasado inusualmente bajos, especialmente por el principal cliente en términos de volúmen:  Camuzzi Gas del Sur (CGS)”.

En este sentido, se incrementaron en general medidas para aumentar la cobrabilidad con relativo éxito, elevándola hasta aproximadamente el 85%  (nivel que se proyecta estable para el presente ejercicio).

 Asimismo, se detalla que en noviembre pasado se rubricó un acuerdo con CGS que incluye no sólo el compromiso de pago en término a partir de entonces sino un flujo adicional de $ 4.602.000 para el año 2020 en concepto de cancelación de deuda pasada.

La resolución y sus anexos refieren que “también se cuenta con ingresos a ser percibidos en el año como resultado de dos (2) medidas adoptadas con relación a las ventas a este segmento durante 2018 y 2019”.

Y se describe que “en primer lugar, a través del decreto 1053/2018 se estableció el diferimiento del pago por parte de las distribuidoras de gas de las diferencias de cambio (DDA) relativas al período del  1° de abril de 2018 al 31 de marzo de 2019 en treinta (30) cuotas mensuales a partir de octubre de 2019, que en la práctica y producto de retrasos administrativos resultó ser a partir de diciembre de 2019 (no obstante lo cual, igualmente se prevén percibir doce (12) cuotas en 2020)”.  

Cabe referir que se trata de un DNU que está siendo revisado en el Congreso de la Nación y que es cuestionado por el Enargas ya que puso en cabeza del Estado el pago de una deuda cercana a los 400 millones de dólares con empresas productoras de gas, como consecuencia de la fuerte devaluación del 2018.  

En segundo término, la resolución de Economía señala que mediante la resolución 336/2019 la ex Secretaría de Gobierno de Energía del entonces Ministerio de Hacienda instruyó a diferir el cobro del  veintidós por ciento (22%) de las ventas correspondientes al período a partir del 1° de julio de 2019 y hasta el 31 de octubre de 2019 incluyendo esos montos en cinco (5) períodos mensuales, iguales y consecutivos en las facturas emitidas a partir de diciembre de 2019 (con vencimiento enero de 2020).

 En cuanto al resto de los ingresos por comercialización de gas, se menciona otro segmento de ventas importantes:  el que representa el gas destinado a la generación eléctrica, que concentra el cuarenta por ciento (40%) de las ventas proyectadas en volumen con un precio muy por encima del promedio total de la facturación de IEASA.

“Este segmento se encuentra concentrado en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) quien al 31 de diciembre de 2019 registraba una deuda del orden de veintisiete millones novecientos mil pesos ($ 27.900.000), que se proyecta sea regularizada entre 2020 y 2021”, se indica en la resolución.

 En cuanto a la actividad durante el ejercicio, la norma destaca que “con vistas a asegurar el abastecimiento interno de gas natural,  IEASA mantiene con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) un contrato de compra-venta de gas natural cuya vigencia se extiende hasta el año 2026 inclusive”.

También gestiona las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) a través de la terminal de regasificación de Escobar.

Con relación a las compras externas de GNL, se indicó que  el volumen a regasificar durante el ejercicio se incrementa un 3 por ciento , ubicándose en más de 4.800.000 m3 diarios.  Esto comprende exclusivamente la utilización del buque regasificador que opera en el puerto de Escobar.

Desde el año 2015, se llevó a cabo la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), que permite ampliar el actual sistema de transporte de gas natural de las provincias de Salta, Formosa, Chaco y Santa Fe. El objetivo es el de transportar un caudal de 9.000.000 m3 por día. En el proyecto original, que incluía a las provincias de Corrientes y Misiones pero fue reformulado.

Durante 2018 se continuó avanzando en la construcción de las etapas 1 y 2, se inauguró parte del trazado troncal (Santa Fe) inyectándole fluido. En el mes de agosto de 2018 las obras fueron paralizadas, y durante el 2019 se licitó la operación y mantenimiento, adjudicándose éstas a Transportadora de Gas del Norte SA (TGN) a partir del 30 de septiembre de 2019.

“Además de la obvia continuidad de ese contrato se prevén fondos para la regularización de los pendientes con los contratistas encargados de la construcción para la posesión definitiva de la obra”, señala el anexo de la resolución .

En cuanto a la generación de energía eléctrica, durante el ejercicio 2019 se avanzó en el traspaso a CAMMESA de los contratos de Generación de Energía Eléctrica Distribuida y de Generación por Vías Renovables, estimando que se complete durante el 2020. 

La resolución menciona además al decreto 882/2017 en lo referente a “la transferencia al sector privado mediante venta, de los activos correspondientes a las Centrales Térmicas de Generación Eléctrica “Ensenada de Barragán” y “Brigadier López”, que se realizó en junio de 2019 involucrando en la operación un flujo de fondos futuro por el cobro de cupones de Valores Residuales de Deuda (VRD) que impacta en el ejercicio 2020”.

Con relación a las inversiones de capital en construcciones de dominio público, IEASA continuará gestionando durante el ejercicio 2020 “las obras del proyecto de Aprovechamiento Hidroeléctrico del Río Santa Cruz (centrales Cóndor Cliff y La Barrancosa) , con financiamiento externo ( al 85 por ciento de China, tomado por el Estado nacional) a través de un Fideicomiso”.

Al respecto se indica que “estos fondos son específicos, y si bien producto del decreto 4 de enero de 2020 se encuentra habilitado el uso por IEASA de $ 8.021,6 millones, se espera que durante el presente ejercicio se amplíe la partida por otros $ 4.118 millones que requieren los avances de obra”.  La inversión provendrá de aportes y transferencias de capital por parte de los accionistas, y de recursos propios.

El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, defendió la derogación del Decreto de Necesidad y Urgencia 1053/18 firmado por Mauricio Macri al considerar que “estatizar la deuda privada provocada por la brutal devaluación de 2018 y los interminables desaguisados económicos y financieros” cometidos durante esa gestión, implicaba “trasladarla a toda la población”.

La Agencia de Noticias Telam reprodujo una carta abierta dirigida por el funcionario al jefe del interbloque de Juntos por el Cambio, senador Luis Naidenoff, en la que le pidió al legislador que le explique él  “a los 40.000 hogares que deben calefaccionarse con leña que también ellos están obligados a pagar la dolarización del precio del gas en la tarifa”.

“Explíquele lo mismo a los cientos de miles de hogares que se vieron obligados a desconectarse de la red y pasarse a garrafa (en el mejor de los casos) entre 2016 y 2019”, planteó Bernal, a la vez que afirmó que, al pedir la continuidad de la vigencia del DNU derogado, “está pidiendo que los impuestos que paga la gente se destinen, en la parte que corresponda, a saldar las consecuencias de la dolarización del precio del gas concertada a fines de 2017”.

“Al pedir que asuma el Estado Nacional esa deuda, está proponiendo que también la paguen los cerca de 5 millones de hogares que consumen GLP en garrafas, granel y tubos, así como los 38.173 hogares que consumen kerosene, leña y residuos orgánicos, más los 36.308 que se abastecen con GLP por redes”, sostuvo Bernal en el texto.

Las diferencias en el tipo de cambio generadas en los contratos de gas en dólares entre distribuidoras y productoras (Diferencias Diarias Acumuladas) no pueden incorporarse legalmente como un seguro de cambio y traspasar a 45 millones de argentinos una deuda privada de $25.000 millones, aseguró el interventor del Enargas.

En la sesión del 24 de julio, Naidenoff defendió la validez del DNU al afirmar que “trató de brindarle sensatez y certidumbre a ciudadanos” y afirmó que su derogación implicará que “esa diferencia de $ 25.000 millones la van a tener que pagar los usuarios” .

Asimismo, las petroleras -a través de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH)- solicitaron al Gobierno nacional que se efectivicen los pagos comprometidos por el Estado más allá de la suerte del DNU.

La gestión Cambiemos reconoció $ 25.000 millones a las productoras de gas en compensación por el impacto de la devaluación de 2018 en los contratos de suministros, lo que haría a través de 30 cuotas mensuales de las cuales sólo llegó a pagar la primera, días antes de dejar el Gobierno.

En su extensa respuesta, Bernal rechazó que, derogado este decreto, la deuda pasa automáticamente a los usuarios porque “las diferencias en el tipo de cambio generadas al haber suscripto contratos de gas en dólares (distribuidoras con productoras) no pueden incorporarse legalmente como un seguro de cambio para las empresas”.

El decreto 1053 se hacía cargo de 100% de la diferencia de cambio de los contratos por la compra de gas de las distribuidoras a las productoras, en una operación afectada por la fuerte devaluación de 2018, y que en principio el gobierno de Macri pretendió trasladar a los usuarios mediante un cargo adicional en sus facturas.

“El marco regulatorio no prevé que los usuarios del servicio público deban hacerse cargo vía tarifaria de la devaluación y su impacto en el precio del gas”, insistió Bernal al recordar que las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (RBLD) de 1992 “se redactaron cuando no existían variaciones del tipo de cambio”.

Por otro lado, Bernal refutó también el argumento de Naidenoff de que la diferencia en los tipos de cambio fueron absorbidos 50% por las empresas y 50% por el Estado nacional: “Esa fue una frustrada propuesta elevada por la UCR al entonces secretario de Energía Javier Iguacel en octubre de 2018, pero el DNU aprobado en noviembre no la tuvo en cuenta: 100% de la deuda la absorbió el Estado Nacional”, indicó.

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut,  Jorge Avila,  anunció la subida de siete equipos a yacimientos de YPF y de uno a un reservorio operado por Capsa.

Al respecto detalló que “se trata de dotaciones que estaban paradas, con locaciones ya montadas, que ahora volverán a tener movimiento”.  “Con esto, añadió, se duplicará la actividad del área de la operadora YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge”.

Ávila puso en valor el acuerdo al que se arribó en gestiones de las que participó junto al Secretario Gremial del sindicato,  Martín Haro, para la incorporación de estos siete equipos de YPF, “para los cuales a la brevedad se definirá en qué condiciones va a subir la gente, con qué tipo de contrato y cuáles serán sus diagramas de trabajo”, indicó.

“Todo sigue siendo muy duro, es muy difícil la situación laboral y hay que agarrar las cosas a veces como salen, que es muy difícil llevarlo a la práctica. Hemos alcanzado un acuerdo lo suficientemente importante como para poder seguir sosteniendo la actividad y salir adelante con YPF, algo que lo tenemos que practicar más que nunca porque es una herramienta fundamental”, destacó el dirigente sindical.

YPF continúa revisando las operaciones que desplegará en Chubut, y también en la Cuenca Neuquina. Hace un par de semanas definió la suba de equipos en Santa Cruz, y la semana pasada hizo otro tanto para con Mendoza.

Avila agregó que “si bien el acuerdo no es el ideal porque suben la mitad de los equipos que estaban (antes de la pandemia) indudablemente es un buen acuerdo para salir adelante; son siete equipos que se suman a los que ya había, en alusión a cuatro de workover y un perforador de la empresa AESA, dos pulling de Venver, y otro de San Antonio Internacional, este último reemplazaría al que se había volcado recientemente”.

Asimismo, adelantó que “también tenemos una buena noticia con Capsa, que ha movido un perforador y esperamos que en 10 o 15 días lo puedan poner a trabajar”.

“Esto se da gracias a los esfuerzos de todo el mundo para volver a tener actividad en el camino que nos lleve a lo que teníamos antes de esta pandemia. Este es un año económicamente perdido para la mayoría de las empresas, ya que ninguna pretende hoy ganar un peso en lo que queda del año, por lo que lo único que se busca es sobrevivir y llegar a fin de año, donde ojalá aparezca una luz de esperanza”, indicó.

Ávila consideró que “a pesar de todo hoy tenemos una gran mayoría de Trabajadores ligados a su función, pero cada día está costando más”.

“Hoy tenemos más de 6.000 personas trabajando, nos quedan casi 2.500 que aún no han podido hacerlo y están fuera del sistema, que este mes van a cobrar por última vez el 60% y de acuerdo a como vaya aumentando la actividad saldrá más gente a trabajar, se terminan las guardias mínimas de distintas áreas en YPF, se vuelve una actividad en base a la cantidad de equipos que van a subir, lo que hace que se mueva de a poco, pero se mueva”, describió.

Avila hizo hincapié en que “a YPF le ha costado llegar a un acuerdo con nosotros para ver cómo sale todo adelante. Por eso estamos todos involucrados en este tema, porque esto es un trabajo conjunto. A partir de ahí buscamos trabajo para la gente que sigue estando afuera. Cuando empezamos había nada más que 3.000 Trabajadores activos y el resto estaban todos parados, hoy ya tenemos 6.400 y siguen subiendo”, enfatizó.

El dirigente remarcó que “para nosotros eso es importante, pero debemos hacerlo con mucho cuidado porque el que sube a trabajar, lo hace con un riesgo enorme, lo que significa una responsabilidad para nosotros, entonces todos debemos colaborar”.

“Lo mejor que podemos plantearnos como Trabajadores, es superar entre todos cada etapa. Si esto lo quiere hacer cada empresa por sí sola, le sería muy difícil lograrlo si no cuenta con el apoyo de nuestra gente involucrada en el sector. No nos puede volver a ocurrir lo que pasó con aquellas compañías, cuando no se pudieron cumplir los procedimientos de seguridad”, advirtió el líder sindical.

Acerca de los pagos de sueldos en las PyMEs, Ávila indicó que con las empresas se habló que los pagos de este mes se hagan en la forma normal y habitual, y que también se pudo acordar lo de los trabajadores de riesgo, que muchos han quedado en cuarentena y sin poder subir: “no todos pueden volver, pero otros sí. Intentaremos que eso vaya por los carriles normales, para que todos podamos volver a trabajar”, concluyó.

El gobierno de Chubut aguardaba definiciones de YPF acerca de cuál será su plan de trabajos para retomar paulatinamente la actividad post-pandemia en la provincia, procurando sostener la producción y el empleo en la industria petrolera, aplicando protocolos sanitarios específicos contra el COVID-19.

En las última semanas el gobernador Mariano Arcioni y funcionarios del área energética se entrevistaron mediante teleconferencias con directivos de Pan American Energy (PAE),  que ya encaró la incorporación de equipos, de la Cámara de Servicios Petroleros, y con los sindicatos petroleros para pasar revista a los programas de actividades en curso o a desarrollar en la Cuenca Golfo San Jorge en el segundo semestre del año.

En Comodoro Rivadavia, Arcioni mantuvo reuniones con el intendente Juan Pablo Luque; dirigentes gremiales y referentes de la Cámara de Empresas Regionales de Servicios Petroleros de la Cuenca del Golfo San Jorge, y conformaron una mesa de trabajo con foco en la situación de las pymes, y las medidas necesarias para la reactivación productiva y el sostenimiento de las fuentes de trabajo en este rubro.

Del encuentro también participaron el ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá; el presidente de Petrominera, Javier Touriñán; el titular de la Cámara de Empresa Regionales, Ezequiel Cufré; Raúl Silva referente de la UOCRA, Jose Lludgar de Petroleros Jerárquicos, y Jorge Ávila de Petroleros Convencionales y Jorge Taboada, de Camioneros.

Cerdá explicó estaban previstas reuniones con YPF (esta semana) para analizar el plan de acción de la compañía en la provincia”, donde es una de las dos principales operadoras.

El ministro refirió que “hay operadoras que han comenzado con la actividad pero en el caso de YPF estamos esperando definiciones. Y queremos ver cómo vamos a llevar adelante la gestión para que pueda volver a tener la actividad que tenía”, en referencia a la actividad antes de la pandemia.

En tanto, el presidente de la Cámara de Empresas Regionales, Ezequiel Cufré, calificó de “oportuno” el encuentro desarrollado en la sede de Petrominera, “a casi cuatro meses de la llegada de la pandemia la actividad tuvo una caída muy importante”.

El dirigente reveló que “el gobernador quiso escuchar de los diferentes actores cómo vemos la situación, remarcó que “tanto él como el intendente expresaron su preocupación por la grave situación y encararán gestiones para destrabar algunas cuestiones” que permitirán retomar la actividad muy lentamente.

Cufré sostuvo que hasta el momento “las diferentes operadoras vienen reconociendo el salario de la gente que está en su hogar por el aislamiento (preventivo) y la poca actividad que hay, ayudando a sostener por lo menos que no haya despidos”.

Precisó que “las empresas vinculadas a perforaciones están en una situación muy crítica porque la actividad es prácticamente nula”. En cuanto a las asociadas a garantizar la producción, indicó que “tienen un porcentaje de actividad más importante”.

El ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, y el gobernador Arcioni mantuvieron hace pocos días contacto con directivos de PAE y de los gremios para analizar la situación de la Cuenca. “Fue un repaso de cómo había arrancado la actividad, se habló de temas de producción, eficiencia, sumado al compromiso del sector gremial que acompaña a la actividad”, indicó.

El titular de Hidrocarburos destacó que en el caso de PAE “empieza de a poco a normalizarse la situación, porque con la reactivación de equipos hay personas que están en la casa, que cobran con una quita de porcentaje en su salario pero hoy lo volverán a recuperar. Ya se armó un sistema para que los operarios puedan ir a trabajar, rotar las guardias con otros compañeros y así recuperen su ingreso salarial”.

 El Ministro manifestó que “la mayoría de las empresas que operan en nuestra Cuenca estiman que para septiembre la actividad comenzará a normalizarse. No sé si al 100% pero sí en un porcentaje alto”.

Y agregó que “en el caso de PAE, es la que ya subió equipos perforadores, el resto de las empresas vienen haciendo lo mismo con otros tiempos como Capsa y  Tecpetrol”. “Esperamos que sobre septiembre haya un mejor panorama de la situación y que para fin de año esté normalizado” dijo Cerdá.

En cuanto a los ingresos a la Provincia, Cerdá informó que “no sólo cayeron ingresos por regalías, sino todo lo que genera contratos, ingresos brutos, hay muchos contratos de servicios dados de baja por no tener actividad y cuando eso se vuelvan a reactivar generará ingresos por otro canal y esto va a mejorar la situación”, se esperanzó.

Por Santiago Magrone

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que nuclea a las principales petroleras que operan en el país, reiteró al gobierno nacional el reclamo de cobro de una deuda cercana a los 400 millones de dólares resultante de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) en la operatoria de venta de gas natural a las distribuidoras, entre el momento del suministro del gas y del efectivo cobro del insumo, durante el año 2018.

En tiempos de relativa estabilidad cambiaria esas DDA suelen representar montos manejables que las distribuidoras facturan a los usuarios del servicio de gas por redes, pero la muy fuerte devaluación del peso en relación al dólar provocada durante la Administración Macri en el año 2018 desarticuló esta operación ya que implicaba el traslado (difícil) de ése monto a los consumidores, agravando la factura del servicio.

El precio dolarizado para el productor del gas y la factura en pesos que debe cobrar la distribuidora resultaban incompatibles, sin que estas últimas estuvieran dispuestas a hacerse cargo de semejante diferencia, ni siquiera parcialmente.

Con recambio de funcionarios en el ministerio de Energía y Minería, al gobierno de Cambiemos se le ocurrió en principio habilitar el cobro de esa diferencia a los usuarios en 24 cuotas mensuales, lo cual derivó en una andanada de rechazos y hasta la resistencia judicial por parte de defensores de los consumidores.

La inconveniencia política de insistir con dicha fórmula derivó entonces en otra, activada mediante el DNU 1053 (Artículo 7), por la cual el gobierno macrista determinó “con carácter excepcional” que el monto adeudado a las productoras fuera pagado por el Estado Nacional. Eso sí, en 30 cuotas mensuales.

Las productoras y las distribuidoras se acogieron a la propuesta y dejaron sentado que no avanzarían con ningún reclamo judicial o similar.

En medio de la debacle endeudadora del entonces gobierno no hubo pagos hasta noviembre de 2019, cuando ya de salida, Macri dejó paga una primera, y hasta ahora única cuota. Todo un gesto.

Desde la asunción del nuevo gobierno, las productoras nucleadas en la CEPH han venido realizando gestiones procurando cobrar, por caso ante el Ministerio de Desarrollo Productivo (MDP).

En las últimas semanas la situación se tensó ya que en el Senado de la Nación se trató y se decidió anular el DNU 1053/18, cuestión que ahora está a la consideración de la Cámara de Diputados.

Se sabe que la Intervención designada en el Enargas por la Administración Fernández (Alberto) también cuestiona los fundamentos de dicho decreto, y a los funcionarios que lo elaboraron.

Así las cosas, el 13 de julio último la CEPH hizo llegar una carta al Ministro Matías Kulfas, con copia al secretario de Energia, Sergio Lanziani, y al interventor del Enargas, Federico Bernal.

Con la firma del Director Ejecutivo, Manuel Mansilla, la CEPH “reitera la preocupación por las demoras en el pago de las cuotas mensuales y consecutivas correspondientes a los montos por diferencias diarias acumuladas en el marco de la resolución 466/19 y 624/19 del Enargas y el artículo 7 del decreto 1053/18”.

“Hasta la fecha solamente se ha pagado una cuota, lo que denota un claro incumplimiento del cronograma de pagos allí aprobado”, se recuerda.

La cámara empresarial destacar que “la normativa en cuestión esta vigente y debe surtir efectos jurídicos en el marco de lo dispuesto en el articulo 99 inciso 3 de la Constitución Nacional y la Ley 26.122 (régimen legal de los Decretos de Necesidad y Urgencia)”.

Se trata del artículo referido a las atribuciones del Presidente y de su condición de “responsable político de la administración general del país”.

Y el inciso señala entre otras cuestiones su facultad de dictar DNU, “solamente cuando circunstancias excepcionales hicieran imposible seguir los trámites ordinarios previstos por la Constitución para la sanción de las leyes”.

Los DNU “serán decididos en acuerdo general de ministros que deberán
refrendarlos, conjuntamente con el jefe de gabinete de ministros. El jefe de gabinete, dentro de los diez días someterá la medida a consideración de la Comisión Bicameral Permanente. Esta comisión elevará su despacho en un plazo de diez días al plenario de cada Cámara para su expreso tratamiento, el que de inmediato consideraran las Cámaras”……

En la nota al gobierno, se sostiene que “las empresas productoras y distribuidoras han adherido al régimen creado por la normativa mencionada y que obliga a todas las partes , incluído el Estado nacional”.

Y se advierte que “la mora en el cumplimiento de las obligaciones asumidas por el Estado nacional constituye una señal profundamente negativa para la inversión de nuestro sector , que enfrenta la actual situación económica general, agravada por el hecho de que el precio de venta del gas natural a las licenciatarias del servicio de distribución no registra aumentos desde hace mas de un año en un contexto de alta inflación y devaluación del peso”.

“A fin de evitar un mayor prejuicio económico y financiero a las empresas representadas por la CEPH , solicito una vez más la intervención del ministro para que disponga las medidas a fin de regularizar de forma urgente el pago de las cuotas mensuales correspondientes en el marco del articulo 7 del decreto 1053 y su normativa complementataria”, exhorta la entidad.

Endeudamiento, devaluación, inflación, y recesión económica heredadas explican la Ley de Emergencia vigente desde diciembre de 2019. Y con la Pandemia, sobre llovido…, mojado.

Tenaris ha lanzado un sitio web actualizado, que ofrece a los clientes un acceso simplificado a la información del producto y a los desarrollos de la empresa a través de un diseño interactivo y de navegación fácil.

Entre las nuevas características del sitio, que se lanzó en julio en su versión en español, se encuentra un buscador de productos ubicado en un lugar destacado del sitio, que invita a los clientes actuales o potenciales a completar un campo de llamada con lo que están buscando, para así obtener resultados rápidos y un enlace para explorar el tema más a fondo.

El sitio reestructurado también atrae la atención a las fichas técnicas y brinda un fácil acceso a la cartera de especificaciones del producto desde la parte superior de la página y en todo el sitio para mayor comodidad.

“Mejorar la experiencia del cliente con un fácil acceso a la información del producto y los servicios digitales fue fundamental para el rediseño,” dijo Nigel Worsnop, Director de Marketing de Tenaris. “Como empresa, hemos estado incorporando una serie de soluciones para racionalizar nuestras operaciones y servicios industriales, y queríamos alinear esta visión con la forma en que presentamos nuestra marca en nuestro sitio web, proporcionando una estructura y flujo simplificados, claros y eficientes”.

La renovación del sitio web se realizó con el fin de desarrollar un sitio que conecte de forma inteligente a los visitantes con la información acerca de Tenaris, los productos, servicios, carreras y acciones de sustentabilidad, utilizando un diseño calculado y las mejores prácticas de arquitectura web.

A través de gráficos atractivos, el nuevo sitio incluye siete categorías que organizan todo el sitio, con 35 páginas principales, a diferencia de los 120 originales, y evita el uso de micrositios, ubicando todos los elementos bajo el dominio de Tenaris.

El sitio web fue diseñado tanto para dispositivos de escritorio como móviles, con el fin de proporcionar una experiencia de navegación mejorada.