El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo con respecto al proyecto para la producción de GNL, pensado para la exportación a terceros mercados, que “seguimos igual, no hay ningún cambio”, aún cuando trascendió que Petronas, su socia internacional (según la carta de intención que data de 2022) desistiría de participar en dicha iniciativa, cuyo desarrollo (gasoductos, planta de tratamiento y producción, almacenaje, puerto de embarque) demanda una inversión de al menos 30 mil millones de dólares.

“El proyecto físico está armado, hay una ley de incentivos (RIGI) que posibilitaría lograr precios rentables para competir en el mercado internacional, encaramos gestiones en varios países (India, Alemania) para definir contratos de compra del producto, y en los próximos días viajamos para impulsar el proyecto y posibles contratos en Hungría, Italia, e Inglaterra” describió Marín durante una entrevista realizada en el marco del AmCham Forum Energy, que tuvo lugar en Buenos Aires.

Al respecto agregó que “estamos preparando la licitación de la ingeniería de detalle y con ello avanzar en el FID (decisión final de inversión) para procurar el financiamiento para un proyecto sólido”.

“Petronas se puede ir ?…, sí, pero no hay que dramatizar si se da tal situación”, comentó Marín, quien enfatizó que “éste del Argentina GNL es un proyecto de la industria, no sólo de YPF”, en alusión a la posible participación de otras empresas operadoras del mercado local del gas.

Marín llegó a asignar a YPF una participación del 30/35 por ciento en el proyecto, procurando que el resto sea participación de otras empresas locales, y de alguna de las otras grandes jugadoras del mercado internacional, si finalmente Petronas desiste.

LAS OTRAS JUGADORAS EN EL GNL Y EL OVMS

Mientras tanto, el presidente de YPF confirmó el interés de la compañía en participar del proyecto que encabezan Pan American Energy y Golar LNG para la instalación por 20 años de un barco factoría de licuefacción en Argentina, destinado al mercado de exportación.

El barco, propiedad de Golar LNG, tendrá una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.

El buque de Golar, empresa noruega de infraestructura marítima de GNL, se denomina Hilli Episeyo, y tiene una longitud de casi 300 metros. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.

PAE procura además la participación en el proyecto de otras compañías productoras de gas natural en el país, y avanza en tratativas al respecto.

PAE es productor de gas en la Cuenca Marina Austral y este proyecto implica destinar gas de ése origen, que es transportado por el Gasoducto troncal San Martín hasta Buenos Aires. Resta definir el estudio técnico para determinar el lugar de operación del barco factoría. El procesamiento para la exportación de este gas será en los meses del verano, cuando merma la demanda de gas para el mercado interno. Encarar este proyecto demanda una primera inversión de 300 millones de dólares.

La relación comercial de YPF y PAE también se verificará en el desarrollo del proyecto de tendido del Oleoducto Vaca Muerta Sur, con puerto de destino para la exportación del crudo en Río Negro (Punta Colorada). La inversión se ha calculado en unos 2.000 millones de dólares.

Marín señaló al respecto que de este proyecto también participarán Pampa Energía y Vista, pero aspira a que la lista de productoras se amplíe. Encaró conversaciones con la estadounidense Energy Transfer, y cursó invitación a Chevron y Shell, que están analizando la propuesta.

En el caso de Shell, después de vender en 2018 su red de estaciones de servicio a Raízen, acentuó su participación en el desarrollo del petróleo no convencional en Vaca Muerta. Hoy produce 50 mil barriles día y aspira a elevarla a 70 mil barriles en 2025.

A corto plazo encarará la exportación de crudo toda vez que la demanda interna de crudo está cubierta, y considera entonces que debe aprovecharse la ventana de oportunidad que se presenta en el plano internacional en el contexto de la transición energética. Espera mejoren las condiciones de acceso (libre) a las divisas en el plano local.

Acerca del OVMS Marín enfatizó que “Hay que hacerlo rápido, acelerar la obra a principios del 2025 para poder transportar entre 50 y 60 mil barriles día a mediados del 2026 para su exportación”. Estimó posible exportar por este oleoducto troncal hasta 700 mil barriles día hacia 2028/2030.

“Desde YPF venimos a aumentar la torta de la energía con la participación de todas las empresas interesadas en este proyecto”, remarcó.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, rectificó las declaraciones del jefe de Gabinete, Guillermo Francos, referidas a las características que tendrán eventuales cortes en el suministro de electricidad en el verano. Remarcó que “ni se está pensando, ni creemos que vayan a ocurrir cortes rotatorios a usuarios residenciales”.

Admitió sí que los usuarios industriales podrían decidir “voluntariamente” reducir su demanda en determinados momentos para “alivianar la carga en la red de distribución”, por lo cuál ésas industrias serán remuneradas.

En las últimas semanas, ya son al menos tres los funcionarios del gobierno que se refirieron a ésta cuestión, sin haber logrado dar un mensaje preciso a los usuarios de electricidad. El secretario coordinador en temas de energía y minería, Daniel González, el Jefe de Gabinete de ministros, y ahora el secretario Chirillo, formularon declaraciones periodísticas sucesivamente.

Mientras, consumidores y operadores del sector aguardan que el gobierno oficialice las medidas en preparación, algunas de las cuales ya trascendieron en el nivel de borradores.

Rodriguez Chirillo explicó en la mañana del martes 24 que “en lo que es cortes programados, se trata de industrias. En ningún momento se está hablando de usuarios residenciales”.

El funcionario refirió que se trabaja en un esquema que permita enfrentar una posible crisis de suministro por la combinación de menor oferta de generación (hidráulica y nuclear) y una previsible mayor demanda, en el periodo diciembre-marzo.

Chirillo aludió a los “acuerdos con industrias referidos por Francos y dijo que ello “es parte del plan que estamos elaborando desde hace un tiempo”. “Por caso para una empresa grande que, voluntariamente, quiera reducir su contratación de potencia en los meses del verano, reordenando su consumo, va a haber un esquema de remuneración”, explicó.

“He leído en estos días que «volvemos a los cortes rotatorios del 88». Yo lo viví cuando era chico…, nada de eso. Ni se está pensando, ni creemos que va a ocurrir, en absoluto”, enfatizó el funcionario en declaraciones al periodismo.

“En lo que es cortes programados, se trata de industrias. En ningún momento se está hablando de residenciales. Quiero destacar el carácter voluntario”, reiteró.

Acerca de la situación de la red de electricidad Chirillo hizo hincapié en que “asumimos un sistema al borde del colapso. Un colapso de funcionamiento y recaudatorio. Esa recomposición (vía tarifas) permitió cubrir el costo del suministro, no hacer enormes inversiones que tampoco tienen un rendimiento de la noche para la mañana. Hoy la tarifa cubre el costo y tiene, un poco, para extender la red”, afirmó.

Con respecto a la posible importación de electricidad desde Brasil, afirmó que “estamos haciendo las gestiones para poder contar con la energía que habitualmente nos brinda”. Brasil, igual que Argentina, parecen una merma en la producción de hidroelectricidad por la escasez de lluvias en la cuenca Paraná-Paraguay.

Asimismo, Chirillo aludió a otro aspecto del Plan de Contingencia en ciernes. “Estamos haciendo un plan para recuperar un montón de plantas (térmicas) que están en el país”. Comprende un esquema de mayor remuneración para la energía generada de usinas termoeléctricas, cuyo costo de la electricidad es más caro que el resto de las fuentes. Los dueños operadores de tales usinas esperan prontos, y convenientes, anuncios del gobierno en este rubro.

Chirillo sostuvo demás que “me han criticado por (anular) una licitación que a última hora el Gobierno anterior lanzó, (para incorporar energía al sistema) que no era procedente: era en dólares, duraba quince años. Estamos haciendo un nuevo programa al respecto”, señaló.

TARIFAS

Acerca de nuevos ajustes tarifarios en octubre, el funcionario dijo que “No lo tengo previsto….. Nunca sería un incremento sustantivo. El último mes se aumentó un poquito arriba de la inflación…. Pero de haberlo no sería más allá de eso. No hay un ajuste de tarifas”.

No obstante, Chirillo dijo “Lo que sí quiero que tengan muy presente, me parece importante: nosotros sacamos una tarifa que dura un año, que tenía una actualización mensual, que después hubo meses que se aplicó, otros que no, y que ahora se está haciendo un sendero para recuperar esa situación”.

Y recordó que “al mismo tiempo que dictamos esa tarifa que vence el 31 de diciembre, se dispuso algo que es muy importante para el sector, que es la revisión quinquenal tarifaria (RTI). ¿Por qué es muy importante? Porque es lo que le permite tener previsibilidad a las distribuidoras a cuál va a ser su tarifa, y por tanto contratar con los generadores con nueva capacidad que venga, que va a ser más eficiente que la que tenemos, y con eso bajar el costo de generación que tenemos”, argumentó.

Shell abandonó sus planes de construir una planta de hidrógeno con bajas emisiones de carbono en la costa oeste de Noruega debido a la falta de demanda, según informó la compañía días después de que Equinor cancelara un proyecto similar previsto en Noruega.

Equinor, suspendió la planificación del ducto de hidrógeno que conectaría Noruega y Alemania. Este proyecto, valorado entre 4.000 y 6.000 millones de euros, se consideraba clave para transportar hidrógeno azul hacia Alemania, pero la falta de una demanda sólida y transparencia regulatoria concluyó los avances.

El gasoducto iba a exportar hidrógeno producido a partir de gas natural noruego, utilizando tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CAC) para reducir las emisiones. Sin embargo, los cambios en la estrategia energética alemana y la incertidumbre sobre el uso del hidrógeno en sectores industriales, tales como el acero y la energía, han hecho que el proyecto no sea comercialmente viable en esta etapa.

“No hemos visto que se materialice el mercado del hidrógeno azul y hemos decidido no avanzar en el proyecto”, dijo un portavoz de Shell.

El anuncio de Shell se produce poco después de que el gigante del petróleo y el gas Equinor ASA adoptara una medida similar.

Equinor iba a construir plantas de hidrógeno que permitirían a Noruega enviar hasta 10 gigavatios anuales de hidrógeno azul a Alemania.

“Hemos decidido interrumpir este proyecto en fase inicial. El gasoducto de hidrógeno no ha demostrado ser viable. Eso implica también que los planes de producción de hidrógeno quedan también aparcados”, declaró un portavoz de Equinor.

El hidrógeno derivado del gas natural en combinación con la captura y el almacenamiento de carbono, conocido como hidrógeno azul, se ha presentado como un trampolín para descarbonizar la industria europea y cumplir los objetivos climáticos, pero es más costoso que los métodos tradicionales.

Junto con sus socios Aker Horizons y CapeOmega, Shell había planeado producir unas 1.200 toneladas métricas de hidrógeno azul al día para 2030 en el Centro de Hidrógeno de Aukra, cerca de la planta de procesamiento de gas de Shell en Nyhamna.
La asociación no se renovó cuando expiró en junio de este año y Shell no tiene actualmente otros proyectos activos de hidrógeno en Noruega, dijo el portavoz.

El sector del hidrógeno atraviesa dificultades debido sobre todo a sus elevados costos. Según Bloomberg New Energy Finance (BNEF), sólo el 12% de las plantas de hidrógeno tienen clientes con acuerdos de compra.

OPINION

Especialistas del área energética del Frente Renovador cuestionaron al gobierno nacional por hacerle pagar a los usuarios tarifas de energía a precios internacionales. “Estamos pagando tarifas a valores de potencias europeas pero eso no se traduce en un servicio de calidad”, expresaron.

En declaraciones al periodismo, tanto Cecilia Garibotti (ex subsecretaria de Planeamiento Energético) como Agustín Gerez (ex titular de Enarsa), coincidieron en señalar que “este Gobierno ha fracasado en política energética, cuyo resultado se traduce en tener tarifas caras, servicio malo y un jefe de Gabinete, Guillermo Francos, que abre el paraguas diciendo que habrá cortes de luz en el verano sabiendo que son ellos los responsables de no haber continuado con el plan de obras que iniciamos hasta diciembre del 2023”.

Al ser consultado acerca del anticipo formulado por el Gobierno respecto a cortes de energía programados durante el próximo verano, Gerez aseveró: “El Gobierno toma malas decisiones en materia energética y lo termina pagando la sociedad con aumento en las tarifas y con cortes rotativos”.

Agregó que “Cuando uno no cree en la planificación y piensa que las cosas las resuelve el mercado, las consecuencias están a la vista. Cómo se le explica a la sociedad, que está pagando tarifas al nivel de potencias europeas, y que va a tener cortes rotativos en el verano”.

Gerez puso en valor la gestión energética del gobierno anterior, indicando que “resolvió dos cuestiones centrales: una fue la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, que va a propiciar un superávit de 4.000 millones de dólares.

Otra fue la planificación de la construcción de 3.000 megas térmicos, es decir, energía a partir de gas para poder desbloquear problemas en materia energética a futuro”. Al respecto agregó que “los 3.000 megas térmicos implicaron inversiones de 4.000 millones de dólares, ya previstas, pero inexplicablemente este gobierno terminó dando de baja el plan, conllevando una afectación a un millón y medio de hogares del país”.

Cecilia Garibotti se sumó a las críticas por la falta de planificación y la ineficiencia del Gobierno de Javier Milei en materia energética: “Se sabía que hay nodos críticos que necesitan más generación de energía”; y añadió: “el gobierno anterior identificó estos sectores con déficit energético y lanzó una licitación para tener mayor generación de energía. El 10 de julio, este Gobierno las canceló por una cuestión meramente ideológica, y hoy dicen que no hay generación”.

Además, Garibotti reconoció que este accionar forma parte del modo de operar del gobierno libertario, e indicó que, “a lo largo de estos meses lo que hemos visto fueron decisiones ineficientes, una tras otra”. Y dijo, finalmente: “Generaron todas las condiciones para que estemos en esta situación. Suspendieron todas las obras que hubieran permitido subsanar este problema y encima, la energía eléctrica, nos va a salir más cara a todos”.

El Gobierno nacional, a través de la secretaría de Energía, ultima detalles de la resolución que activará medidas tendientes a paliar los posibles efectos de una merma en la oferta de electricidad durante los próximos meses, previendo además que las temperaturas de la primavera y verano conlleven a una mayor demanda, que el gobierno dice no podría satisfacerse por limitaciones en la generación hidroeléctrica y nuclear.

Hay baja hidraulicidad en Yacyretá por la escasez de lluvias en la cuenca Paraná-Paraguay, y sería impostergable la salida de servicio, en octubre, de la central Atucha I, para encarar la renovación de su vida útil. También persisten serias limitaciones en la red de transporte interconectada en alta tensión.

El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, adelantó en este sentido que “va a haber una programación del suministro”, priorizando a la demanda residencial, lo que implicaría limitaciones en el suministro, en principio, a grandes usuarios industriales y comerciales.

Hace un par de semanas el cuasi flamante Secretario Coordinador de Energí y Minería, Daniel González debutó en su cargo creando un Comité de funciomarios técnicos para analizar medidas de mitigación en el suministro de energía, aunque hace una semana consideró que no serían necesarios cortes de luz programados. En el fin de semana último Francos los consideró casi inevitables.

En declaraciones periodísticas, el Jefe de Gabinete sostuvo que “Va a haber una programación, se supone que si viene un verano de mucha temperatura puede haber una demanda muy alta de luz, y como no hubo inversiones en estos últimos tiempos, va a faltar generación y deberá programarse algún corte, sobre todo hacer acuerdos con los sectores productivos, industriales”.

En el transcurso del lunes (23/9) incluso circuló un borrador de una resolución que diseña el secretario Eduardo Rodriguez Chirillo.

CAMMESA y la subsecretaría de Energía Eléctrica coordinarán las acciones para “una adecuada gestión de demanda en el marco de la emergencia con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento para el período estival”.

Energía pedirá a las empresas detallar “el alistamiento de medios físicos y humanos para afrontar las contingencias, a los fines de mitigar sus consecuencias”. Las distribuidoras del AMBA, Edenor y Edesur, deberán informar las Unidades Generadoras Móviles (UGEMS), que prevén instalar en sus zonas de operaciones.

Gazprom, acordó con China National Petroleum Corporation (CNPC) aumentar los despachos en diciembre, hasta alcanzar la capacidad diseñada del gasoducto de 38.000 millones de metros cúbicos (bcm) anuales.
Rusia está acelerando sus exportaciones de gas natural a China a través del gasoducto Power of Siberia,
Este aumento de los flujos de gas refleja el giro de Rusia hacia China, ya que Moscú trata de sustituir a los compradores europeos que perdió tras la invasión de Ucrania., señala Bloomberg
Según los cálculos de la agencia, Gazprom ya incrementó las entregas, enviando 20,8 bcm en los ocho primeros meses de 2024, acercándose al total de 22,7 bcm del año pasado.
Además del gasoducto Power of Siberia, Rusia está desarrollando un segundo gasoducto desde el Lejano Oriente, que se espera que añada 10.000 millones de metros cúbicos anuales para 2027.
Sin embargo, las negociaciones para el proyecto Power of Siberia 2, que podría elevar el total de las exportaciones rusas de gas a China a casi 100.000 millones de metros cúbicos anuales, se estancaron por desacuerdos sobre los precios.
Aunque China es el principal cliente energético de Rusia, Beijing se está replanteando su dependencia del gas ruso. Las preocupaciones geopolíticas, el riesgo de dependencia excesiva y el interés de China por diversificar sus fuentes de energía están impulsando esta reconsideración.

La producción de petróleo de agosto en Neuquén constituyó un nuevo récord histórico al alcanzar los 430.654 barriles diarios; en tanto que la producción de gas fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, siendo el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia.

La producción de petróleo en la provincia de Neuquén en agosto último llegó a los 430.654 barriles diarios en promedio, lo que constituye un nuevo récord histórico. Esto significa un crecimiento interanual del 31,36 por ciento y del 4,13 % con respecto a julio.

En tanto, la variación acumulada de estos 8 meses del año es 22,71 % superior en comparación con el mismo periodo de 2023, se informó.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Bandurria Sur, La Amarga Chica, Loma Campana, La Calera y Mata Mora Norte.

Por otro lado, la producción promedio de gas en agosto fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, y es el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia.

Respecto a julio, el aumento fue de 0,47 % y en comparación con el mes de agosto del 2023, fue de 12,08 %. El acumulado en estos ocho meses fue positivo en 12,75 por ciento.

El incremento respecto a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada de la Arena y Loma La Lata- Sierra Barrosa.

Cabe destacar que la extracción no convencional de petróleo representó en agosto el 94,12 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,77 % de la producción de gas fue del mismo origen.

El presidente de YPF, Horacio Marín, no desmintió la versión según la cual la empresa malaya Petronas habría decidido no invertir en el proyecto conjunto de desarrollo de infraestructura para la producción de GNL en el país, con vistas a su exportación.

Se trata de un proyecto que demandaría una inversión no menor a los 30 mil millones de dólares y que sería beneficiada por el régimen de incentivos RIGI, impulsado por la Administración Milei.

No obstante, Petronas habría revisado su asociación con YPF por razones que restan precisar.

Sin decir ni sí, ni no, sobre la continuidad o no de Petronas, Marín afirmó en una entrevista periodística que “Hay mucho interés en el mundo sobre el proyecto Argentina LNG, soy optimista de que vamos a ser capaces de desarrollarlo”.

El proyecto comprendía el transporte del gas producido en Vaca Muerta (NQN) a través de tres gasoductos para su tratamiento y conversión a GNL, y su exportación por barcos a terceros países.

En los últimos meses el proyecto original fue modificado en cuanto a la traza de los ductos y el puerto de destino, que ya no sería el de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires, sino uno a construir en Punta Colorada, en Río Negro.

El gobierno de Javier Milei impulsó el cambio de rumbo del proyecto en el contexto de fuertes diferencias que mantiene con el gobierno de Buenos Aires, que encabeza Axel Kicillof, que ha cuestionado el RIGI por considerarlo excesivo en su contenido (beneficios fiscales, cambiarios, legales) y su vigencia, de 30 años.

Marín y el Directorio de YPF, integrado con representantes del gobierno nacional, decidieron que Río Negro fuera el lugar de instalación de la planta, toda vez que el gobierno de Alberto Weretilneck aprobó rápidamente su adhesión al RIGI.

En las declaraciones que formuló Marin el viernes 20/9 el directivo describió que “En esta primera etapa (del proyecto), estamos trabajando sobre la ingeniería. Para mediados de noviembre tendríamos el valor de la ingeniería de detalle para los barcos licuefactores”.

“Para el desarrollo de esa ingeniería se necesitaría invertir unos 200 millones de dólares. En ese momento, Petronas tiene la opción de continuar o no con el proyecto. Hay que desdramatizar la situación, son decisiones empresarias”, consideró.

Y agregó “Yo no tengo información sobre cuál sería la decisión de Petronas. Es una de las mejores empresas de GNL del mundo y estamos trabajando muy bien con ellos”.

“Si Petronas no continua, YPF va a seguir adelante. Es un proyecto que tiene mucho interés. El proyecto no depende exclusivamente de Petronas. Pueden ingresar otras compañías”, consideró Marín.

El directivo, que en las últimas semanas salió a buscar potenciales compradores del futuro GNL, afirmó que “Hay mucho interés en el mundo por el proyecto Argentina LNG.

“Nosotros vinimos a YPF para acelerar este proyecto con el objetivo de que el país pueda exportar unos 15.000 millones de dólares en 2030, sólo de gas”. “El proyecto, como lo vemos nosotros, incluye a toda la industria local, y se están acercando empresas mundiales muy interesas (Super Majors)”, aseguró.

Marín, señaló además quie “Yo acabo de llegar de Houston, en donde se desarrolla la exposición más importante sobre la industria de gas, y puedo decir que nuestro proyecto está instalado a nivel mundial. Más de 50 reuniones mantuvimos en ese marco”.

“Hay consultoras internacionales que muestran que el proyecto Argentina LNG es más competitivo que otros proyectos que se puedan realizar en Estados Unidos, gracias al RIGI y a Vaca Muerta”.

Estados Unidos se ha convertido en fuerte exportador de GNL, por caso a Europa, luego de la destrucción explosiva del gasoducto Nordstream, con orígen en Rusia, en el contexto de la guerra con Ucrania.

Marín afirmó que “hay que trabajar para lograr el financiamiento. El proyecto se financia en el mercado, toman riesgo contra el proyecto cerrado”.

Y destacó que con su realización “Argentina se convertiría en el 5to. exportador del mundo, para abastecer al mercado de Asia, India y Europa. Estuve en la India, mantuve reuniones con siete CEO’s y con el ministro de Energía. El foco está puesto en venderle gas a la India y van a necesitar mucha energía para sostener su economía”. “Soy muy positivo en que vamos a hacer capaces de desarrollar el gas de Vaca Muerta”, remarcó.

Antes de esta novedad referida a Petronas, otras empresas productoras locales de gas en Vaca Muerta ya estaban estudiando la posibilidad de integrarse al proyecto encabezado por YPF. Pero si Petronas desiste de participar YPF deberá encontrar otra empresa equivalente para avanzar con su decisión de convertirse en jugadora del mercado internacional del GNL.

Total Austral S.A. (Sucursal Argentina), operador del consorcio CMA-1 junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. y Pan American Energy anuncian la puesta en producción del primero de los tres pozos de Fénix.

Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y a partir de hoy (20.9.) aportará una mayor disponibilidad de gas natural para el país. El desarrollo gasífero costa afuera, con una inversión de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción argentina.

“La realización del proyecto Fénix representa un nuevo hito en la historia del consorcio CMA-1 y fue logrado gracias al apoyo y trabajo junto a las autoridades provinciales y nacionales”, sostuvo Catherine Remy Directora General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina. Además, añadió “Estamos muy orgullosos de haber logrado, en tiempo record y con excelente desempeño en materia de seguridad, poner en producción (20.9 este proyecto tan desafiante, que forma parte del desarrollo energético de la Argentina”

Las actividades en el Mar Austral Argentino se iniciaron en septiembre 2023, representando gran desafío logístico y operacional. El proyecto desarrollado en tres etapas incluyó:

1)la instalación de 36 kilómetros de gasoducto submarino para conectar la plataforma Fénixcon la plataforma Vega Pléyade, también operada por Total Austral, y así poder evacuar el gas producido;

2) la construcción e instalación de la plataforma de producción Fénix; 3) la
perforación de tres pozos horizontales, de los cuales el primero comienza actualmente su puesta en producción.

El fluido será enviado, a través de gasoductos marinos, y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono, estimado en menos de 10 kilogramos de CO2 equivalente por barril de petróleo equivalente.
El proyecto integra la concesión Cuenca Marina Austral CMA-1 operada por Total Austral, con una participación del 37,5%, junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. (37,5%) y Pan American Energy (25%). De este modo Total Austral se convierte en el principal operador privado de gas natural de la Argentina con una producción operada de algo más del 30% del mercado.

Fénix en cifras

4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación, completación y conexión.

Más de 700M USD de inversión.

Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10
kgCO2e/boe).

70 metros de profundidad de agua en la zona de instalación.

Ubicado a 60 km de la costa.

Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto.

Sustitución de importaciones (el equivalente a 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno). Sobre TotalEnergies

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 120 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores. En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con unos 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes

Naturgy, empresa líder en el sector energético argentino, marca un hito en transparencia y compromiso con la gestión sostenible al presentar simultáneamente los tres Informes de Sostenibilidad correspondientes a 2023 de Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

Cabe destacar que Naturgy BAN celebra la vigésima edición de su Informe de Sostenibilidad. Desde 2004, hemos sido pioneros en el sector energético argentino en la rendición de cuentas ASG.

La elaboración del informe ha evolucionado constantemente para alinearse con los más altos estándares internacionales de reporting. Estos logros fueron reconocidos con varios premios como el Premio DIRCOMS 2023 y reconocimientos de BritCham Argentina y el Foro Ecuménico Social.

Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina, expresó: “Cumplir 20 años desarrollando el Informe de Sostenibilidad de Naturgy BAN es motivo de orgullo. Somos pioneros en la rendición de cuentas en el sector energético. Fortalecimos este compromiso año tras año porque la sostenibilidad es parte de nuestro ADN y seguiremos trabajando en esta senda”.

Acompañando este hito, Naturgy presenta la tercera edición del Informe de Sostenibilidad de Naturgy NOA y, por primera vez, el Informe de Sostenibilidad de Naturgy San Juan, demostrando el compromiso de la compañía por extender sus prácticas de transparencia y gestión sostenible a todas sus operaciones en Argentina.

Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, enfatizó: “la elaboración de estos informes no sólo son un ejercicio de rendición de cuentas, sino una oportunidad para fortalecer el diálogo con nuestros grupos de interés. La sostenibilidad es un pilar fundamental en nuestra estrategia empresarial“.

Logros destacados

Naturgy BAN:

Integridad: 80.2% del personal capacitado en políticas y procedimientos de derechos humanos.

Acceso a la energía: fortalecimiento de la colaboración con Santander Consumer para ampliar el acceso a servicios financieros, permitiendo a clientes residenciales solventar costos de adecuación de instalaciones de gas.

Proveedores sostenibles: avances en el Programa Proveedores Sostenibles, incorporando tres pymes invitadas por Naturgy.

Foco en género: alianza con la Fundación Flor para empoderar mujeres emprendedoras y colaboración con Fundación Global para promover liderazgo femenino en el Barrio Padre Carlos Múgica.

Empresa familiarmente responsable: obtención de la certificación de empresa familiarmente responsable.

Naturgy NOA:

Integridad: 100% de empleados, incluyendo directivos, informados sobre políticas y procedimientos anticorrupción.

Seguridad y salud: capacitación a 514 responsables de empresas y municipios en Prevención de Daños, firmando 12 convenios de colaboración y avanzando con otros 8.

Reforestación: aporte de 1.000 árboles nativos para reforestar 40 hectáreas en el Parque Sierra de San Javier, Tucumán, capturando 1.880 toneladas de CO2 y preservando el equilibrio ecológico.

Taller de oficio para poblaciones indígenas: patrocinio de un taller de repostería para mujeres y jóvenes de la comunidad guaraní de Yacuy, Salta, con 39 adultas y 25 jóvenes participantes.

Clima laboral: fortalecimiento de la comunicación interna y evaluación del clima laboral mediante la herramienta HappyForce, reflejado en indicadores como el NPS.

Naturgy SJ:

Integridad: comunicación formal de la Política de Compliance a sindicatos e inclusión en todos los contratos de la empresa.

Seguridad y salud: respaldo de actividades con Políticas de Seguridad. Capacitación a 166 empleados en 39 sesiones de formación durante 2023.

Capacitaciones ambientales: elaboración de documento “Recomendaciones Generales y Beneficios para Consumos Residenciales” como parte del Programa de Uso Racional de la Energía, según Resolución EPRE N° 090/2016.

Clima laboral: celebración del Yellow Day con refrigerio y taller online sobre felicidad en el trabajo y herramientas personales para bienestar laboral. Participación de 100 asistentes.

Al expandir su alcance de reporting a todas sus operaciones en el país, la compañía reafirma su liderazgo en materia de transparencia y gestión sostenible en el sector energético, y también establece un nuevo estándar para la industria. Este triple compromiso con la rendición de cuentas refleja la visión integral de Naturgy hacia un futuro energético más limpio, eficiente y equitativo para toda la sociedad argentina.

Acerca de Naturgy

Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina, es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

En agosto último la balanza comercial energética registró un superávit de 313 millones de dólares, lo que acumula 3.157 millones en los primeros 8 meses del año, destacó por X el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo.

El mes pasado, además, las exportaciones crecieron un 8,9 % mientras que las importaciones cayeron un 29,4 por ciento, añadió.

“La balanza comercial energética sigue arrojando resultados positivos para el país. Para tomar dimensión de todo el trabajo realizado, miremos dónde estábamos en agosto de 2023”, graficó el funcionario, recordando que en el mismo período del año pasado la balanza registraba un saldo negativo que rondaba los 1.000 millones de dólares. En el último trimestre del año presentaba un resultado de casi equilibrio.

La UTE Techint-Sacde, a cargo de una parte de las obras de reversión del Gasoducto Norte, detalló y precisó aspectos referidos a un incidente ocurrido al realizar las pruebas técnicas contempladas durante el tendido de la cañería.

“Durante la ejecución de una de las pruebas hidráulicas de rutina en una tubería, en la planta de La Carlota, se produjo una falla en uno de los codos, al momento de someterlo a la presión de prueba según indica la norma”, se expresó.

“La línea involucrada compone una parte constructiva secundaria de las instalaciones asociadas al proyecto, que formará parte de una funcionalidad adicional de las obras. La misma tiene una fecha programada de entrega del 10 de diciembre de este año, y no está asociada ni compromete la habilitación para el ingreso de gas y transporte por el Gasoducto de Integración Federal, que ya se encuentra constructivamente garantizada y entregada”, puntualizó la UTE.

Y se describió que “Las pruebas hidráulicas son procesos seguros, que forman parte de la construcción de un ducto y que se realizan de manera controlada, justamente para garantizar la integridad de los materiales y detectar de manera anticipada a la operación posibles fallos”.

“Los estrictos procedimientos de seguridad aplicables a esos ensayos se verificaron en cumplimiento, por lo que no se encontraba personal en la cercanía del elemento que registró el fallo”, se indicó.

AES Argentina, empresa líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su “Reporte de Sostenibilidad 2023”.

El reporte refleja el progreso de la compañía en su misión de construir un futuro más sostenible. Entre los puntos más destacados se encuentran los esfuerzos de AES Argentina por reducir su huella de carbono, promover prácticas laborales justas y seguras, y consolidar su papel como un agente clave en la transformación del sector energético.

“Martín Genesio; Presidente & CEO de AES Argentina, expresó que “Nuestro viaje hacia la sostenibilidad ha sido un proceso constante de aprendizaje y evolución. Desde la reducción de nuestras emisiones hasta la implementación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores, cada acción nos acerca a nuestro objetivo de contribuir de manera significativa al desarrollo sostenible del país”.

Como una de las principales generadoras de energía eléctrica en Argentina, AES reconoce su rol esencial en la transición hacia un futuro energético más limpio y eficiente. La empresa reafirma su compromiso de alcanzar operaciones con cero emisiones de CO2 para 2050, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y eficiencia, sin perder de vista la seguridad de sus colaboradores y de las comunidades donde opera.

El reporte está disponible en el sitio web oficial de AES Argentina: www1.aesargentina.com.ar/sites/aesargentina/files/2024-09/AES-Argentina-Sustainability-Report-2023-ESP.pdf

Acerca de AES Argentina

La empresa está presente en el país desde 1993 y es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional. Para llevar adelante sus actividades, opera 10 plantas de generación ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

En 2020, la empresa inauguró dos parques eólicos de última generación que ya están entregando energía verde, limpia y eficiente al sistema. El primero, Vientos Bonaerenses (ubicado en Tres Picos, Bs. As.) y el segundo; Vientos Neuquinos, siendo este el primero, y por ahora único, parque eólico de la provincia de Neuquén.

Las centrales generadoras que AES opera en el país son: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos.

La Secretaría de Energía dispuso, a través de las resoluciones 265 y 266/2024, publicadas en el Boletín Oficial, nuevos precios para los biocombustibles que se utilizan para su mezcla proporcional obligatoria con naftas y gasoils para su venta en el mercado local.

Mediante la Resolución 265/2024, Energía fijó en $ 657,416 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, en dicha resolución se fijó en $ 602,545 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo la misma Ley, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, establece la R-265, firmada por Eduardo Rodriguez Chirillo.

Por otra parte, Energía dispuso a través de la resolución 266/2024 un nuevo precio de $ 984.865 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla con gasoil en el marco de la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se indicó.

La Fundación YPF organizó el 11° encuentro anual del programa de becas con la participación de más de 300 becarios, estudiantes de carreras vinculadas a la energía de todo el país. Durante las tres jornadas del encuentro, los becarios recorrieron el yacimiento de Loma Campana y otras instalaciones de YPF en Neuquén.

Gustavo Schiappacasse, director ejecutivo de Fundación YPF, sostuvo que “los becarios tuvieron una experiencia única de aprendizaje y acercamiento a la industria energética. Conocieron Vaca Muerta y cómo es la operación en el campo así como en los yacimientos digitales”. Y agregó “nuestro compromiso es potenciar su formación para que en el futuro sean los protagonistas del desarrollo energético del país”.

La ministra de educación provincial, Soledad Martínez, destacó que “compartimos con la Fundación YPF la mirada de que hay acompañar al mérito, a la capacidad y el esfuerzo de los jóvenes, con oportunidades en las distintas etapas de la formación”. Y agregó que celebra la participación de “tantas becarias que se ponen el casco y están dispuestas a desafiar esos escenarios históricamente pensados para varones”.

Estuvieron presentes en el evento de cierre el Vicepresidente de Relaciones Institucionales, y Presidente de Fundación YPF, Guillermo Garat; y los Vicepresidentes de Downstream y de Operaciones Oeste, Mauricio Martín y Juan Manuel Ardito.

Durante diez días previos al encuentro se realizó el Ideatón, un concurso en el que los becarios crearon soluciones para resolver desafíos de la industria energética. Con la guía de sus mentores, diseñaron proyectos tecnológicos innovadores y aplicables en las áreas de trabajo del Upstream convencional y no convencional, Downstream, energías renovables, litio e hidrógeno.

El equipo ganador de este año presentó un proyecto que propone un proceso de destilación al vacío para transformar los residuos de cutting de los yacimientos no convencionales de Añelo en tres recursos valiosos: gasoil, agua y sólidos limpios.

El programa de becas de Fundación YPF acerca a los estudiantes a la industria energética a través de diversas actividades de formación y de los encuentros anuales, en los que conocen los lugares de producción más emblemáticos de YPF. Este año recorrieron el yacimiento Loma Campana, los centros de monitoreo de la producción y participaron de charlas formativas para su futuro como profesionales.

Acerca del programa de Becas

Son 313 becarios y becarias de carreras vinculadas a la energía (Ingenierías, Física, Química, ciencias de la Tierra y del Ambiente) de universidades públicas. 60 % son mujeres debido a los criterios de equidad de género y disciplinas (carreras que no son tradicionalmente elegidas por mujeres) que se aplican en la selección.

Cada estudiante cuenta con un mentor, profesional de YPF de su misma disciplina, que lo guía durante toda la carrera y lo vincula a la industria energética.

El 96 % de los becarios es 1ra generación de estudiante universitario en su familia. El objetivo de las becas de Fundación YPF es contribuir a garantizar condiciones igualitarias de acceso a la educación universitaria y por eso prioriza su otorgamiento a jóvenes en condiciones socioeconómicas desfavorables.

TotalEnergies firmò un contrato con la compañía turcal Botas para suministrarle 1,1 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL) durante un periodo de diez años.

El acuerdo, que prevé el inicio de esos suministros en 2027, viene a “reforzar de forma duradera” la presencia del grupo francés en el mercado del GNL en Turquía, destacó TotalEnergies en un comunicado.

Para el director de ese negocio, Gregory Joffroy, permitirá a su empresa “garantizar ventas a largo plazo y reducir (la) exposición a las fluctuaciones de los precios del gas en el mercado al contado”.

YPF firmó un acuerdo por la cesión de las áreas que conforman el cluster Neuquén Sur con la empresa Bentia Energy, compuesto por los Bloques Al Norte de la Dorsal, Octógono Fiscal y Dadin.

De esta manera, la compañía firmó un total de 9 acuerdos en el marco del Proyecto Andes que comprenden 25 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut.

Al igual que hizo con los acuerdos anteriores, este se elevará a los gobiernos provinciales quienes deberán validar el proceso de cesión definitivo de las áreas, comunicó la compañía.

Los empresarios expendedores de combustibles nucleados en la cámara CECHA marcaron su posición contraria respecto al cobro de la Tasa Vial por parte de algunos municipios, sumándola al precio final de las naftas y gasoils.

En un comunicado expresaron que “Desde CECHA venimos bregando desde hace mucho tiempo, ante el Gobierno y los distintos actores del sistema, por el dictado de normas que permitan liberar a nuestros clientes de las mentadas “tasas viales”, impuestas por varios municipios del conurbano bonaerense y de varias ciudades del interior del país”.

Que en ese contexto, el dictado de la resolución de la Secretaría de Comercio 267 y ahora la Resolución 259 por parte de la Secretaría de Energía, resultan por demás auspiciosas y cuentan con el pleno y total acompañamiento de todo el sector de expendio de combustibles, expresó la entidad.

“Nuestro compromiso, más allá de cualquier tecnicismo legal, se dirige a liberar a los vecinos de las comunas afectadas de esta carga, que fue distorsionada en perjuicio de los vecinos y que nos coloca como agentes de retención a través de los surtidores”, añade CECHA.

Los expendedores advirtieron que “procederemos en forma inmediata a realizar cuanto acto esté a nuestro alcance para que dichas resoluciones se encuentren operativas a la brevedad y que en todo caso, los municipios utilicen sus propias facturas para el pago de servicios, como mecanismo natural para percibir las mentadas tasas”.

La compañía Pampa Energía puso en marcha el “Parque Eólico Pampa Energía VI” en el sudeste de la provincia de Buenos Aires, que cuenta con una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo aproximado de 200 mil hogares. Su construcción demandó una inversión de 260 millones de dólares.  

La Inauguración contó con la presencia del secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, Federico Susbielles, intendente de la ciudad de Bahía Blanca, funcionarios provinciales, municipales y autoridades de empresas.

Este es el quinto parque que construye Pampa en el sudeste de la provincia de Buenos Aires desde 2018. Le permitirá alcanzar los 427 MW de generación eólica y consolidarse como una de las empresas líderes del sector.

El Parque Eólico Pampa Energía VI (PEPE VI) está compuesto por 31 aerogeneradores y es el primero en el país en estar conectado a una línea de 500 kV. Para su puesta en marcha fue necesario la construcción una estación transformadora y línea de extra alta tensión de 8 kilómetros.

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, dijo que “El crecimiento de la energía renovable es un claro ejemplo de que cuando hay políticas de Estado que se respetan a lo largo de los años, independientemente de los cambios de gobierno, el sector privado responde con inversiones de miles de millones de dólares”. “Estos proyectos generan importantes ahorros de divisas para el país porque en lugar de importar combustible para generar energía, que son más caros y muy contaminantes, usamos inteligentemente nuestros recursos naturales, en este caso el viento” agregó.

Además, afirmó que “El gobierno nacional está consolidando, después de muchos años, una política de déficit fiscal cero. Sabemos que los argentinos están haciendo un enorme esfuerzo, especialmente los más vulnerables. Cómo empresarios tenemos el deber de acompañar ese esfuerzo, continuando y acelerando nuestras inversiones en el país, generando más actividad y más empleo”.

Pampa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos. Además, según datos de CAMMESA, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte equivalente al 15 por ciento del total de la energía que se produce en la Argentina.
Los parques eólicos de Pampa:

En la actualidad opera cuatro parques en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW, y PEPE IV y PEPE VI de 81 MW y 140 MW respectivamente. Además, posee el Parque Eólico Arauco II de 100 MW en la provincia de La Rioja.

En el marco de las obras en curso para la reversión del Gasoducto Norte se concretó lo que la empresa ENARSA destacó como un “nuevo hito, importante y crítico”, en alusión al cruce del Río Tercero (Córdoba), al tiempo que estimó que la realización del proyecto completo permitirá transportar, “a partir de marzo de 2025, un total de 19 millones de metros cúbicos diarios de gas desde el sur de nuestro país, a las provincias del norte”.

La Reversión del Gasoducto Norte se proyectó para sustituir el gas importado desde Bolivia (cuyas reservas han mermado) con gas proveniente de la formación Vaca Muerta, en Neuquén, y así abastecer a hogares e industrias de Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán, con gas nacional.

Por estos días, el gasoducto de 36 pulgadas de diámetro La Carlota – Tío Pujio (122.8 kilómetros de extensión), y el loop entre Tio Pujio y Ferreira se encuentran próximos a concluirse, se indicó.

“Los equipos de trabajo concretaron un hito importante y crítico para la realización del proyecto como lo es el cruce del Río Tercero. En los últimos días se logró atravesar el río mediante la colocación de una columna de 650 metros de longitud”, se describió.

“En tiempo récord y de manera continua, Energía Argentina S.A. avanza con el proceso de reversión del Gasoducto Norte, que cuenta con financiamiento de la CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe) -gestionado durante la administración anterior-, y comprende también la reversión de 4 plantas compresoras para transportar, a partir de marzo 2025, un total de 19 MMm3/día de gas”, se indicó.

Un comunicado de la empresa -que el gobierno proyecta privatizar- señala que “Para que esto sea posible, desde el inicio de la gestión actual, Energía Argentina S.A se enfocó a resolver la situación general del suministro de gas al Norte del país, que se encontraba con el proyecto aún sin iniciar y con el inminente fin del contrato del suministro de Bolivia, al 31 de julio de 2024”.

“Los trabajos se centralizaron en relicitar la obra que la administración anterior había dejado sin adjudicar, con errores en el proceso licitatorio. Una vez adjudicada la obra, se trabajó con el objetivo de cumplir los plazos y los tiempos contractuales establecidos. Para ello, la empresa realizó un seguimiento permanente de la situación y del cumplimiento de los contratistas en los plazos fijados buscando mitigar las situaciones que normalmente se presentan en este tipo de obras”, describió la nueva conducción de ENARSA.

“Así las cosas, en tiempo récord y de manera continua, Energía Argentina S.A. avanza con el proceso de reversión del Gasoducto Norte”, se indicó.

Contexto, Licitación y Obras

El abasto de gas desde Bolivia decae fuertemente desde el año 2022, lo que dió lugar a nuevas adendas al contrato de suministro, que caduca este año.

En agosto de 2023 se inicia el proceso de Reversión de Gasoducto Norte con el llamado a licitación. El costo del proyecto se presupuesta en 713 MM de dólares más IVA y se negocia un financiamiento con la CAF por U$S 520 MM, y un adicional de U$S 172 MM con CAMMESA. El IVA no se define, por lo que lo debe financiar ENARSA. Se licita particionado en renglones.

Licitación Pública 02/2023 Reversión Gasoducto Norte. Autorización llamado: 24/08/2023. Publicación Pliego: 25/08/2023.

Apertura Sobre 1- Técnico: 29/09/2023 (BTU, PUMPCO, TECHINT-SACDE). Preselección de ofertas: 25/10/2023 (eliminado PUMCO). Apertura Sobre 2 Renglón 1: 25/10/2023 (BTU, TECHINT-SACDE).

Los precios recibidos presentan 70 % por encima del presupuesto oficial. Ante el inminente cambio de Administración Nacional, ENARSA no toma decisión en ningún sentido.

El 16 de diciembre se publica el DNU 55/23 que declara la emergencia del sector energético nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.

Ante el fin del contrato firme con YPFB el 31 de julio del 2024, es urgente lograr el abastecimiento del gas al norte del país.

El 26 de diciembre se nombra nuevo directorio de ENARSA. Enfocado en resolver la situación general del suministro de gas del Norte del país, aún sin proyecto y con el fin de suministro establecido para julio resuelve avanzar con el proyecto de Reversión de Gasoducto Norte.

Se desestima la oferta del reglón 1 por inconveniente, instruyéndose a una nueva licitación. También se instruye a la apertura del renglón 2 que corresponde a un tramo de 50 kilómetros del gasoducto de 36 pulgadas de La Carlota –Tio Pujio y apertura del renglón 3 que corresponde a otro tramo de 50 kilómetros del gasoducto.

En abril del 2024 los presidentes de Argentina y Bolivia firman una declaración conjunta y acuerdan bajar el volumen del contrato a 14 MMm3/día y el cese de derechos y obligaciones antes del año 2025. Implicando el fin del suministro en octubre de 2024.

El 3 de enero resulta adjudicado el renglón 2 a la UTE Techint – Sacde con mejor precio y dentro de parámetros aceptables. Mientras que el 15 de enero se adjudica el renglón 3, resultando nuevamente adjudicada Techint – Sacde.

Se reformula la licitación pública internacional con plazos abreviados, que es requisito de la CAF, separando el antiguo reglón 1 en las tres partes que la conforman: gasoducto de 36 pulgadas de 22.8 Km (forma parte de la terminación del tramo La Carlota – Tío Pujio); gasoducto loop de 30 pulgadas Tío Pujio Ferreira, y reversión de 4 plantas compresoras. Se convoca nuevamente a licitación.

En abril, BTU resulta adjudicado para la construcción del tramo restante de 22.8 kilómetros del gasoducto, así como para los 62 kilómetros del loop Tío Pujio – Ferreira. Por su parte, la construcción de la reversión de las plantas compresoras: Lumbrera, Lavalle, Dean Funes y Ferreyra resulta adjudicada ESUCO.

ENARSA establece un acuerdo para prolongar el abastecimiento de YPFB para los meses de agosto y septiembre, instrumentando un call (sin obligación de tomar si no fuese necesario, convirtiéndose en un seguro ante la falta de gas). Este acuerdo, plasmado en Adenda IX, entró en aplicación el 1° de agosto 2024.

Estado de situación de las obras

Al mes de agosto la ejecución de la obra correspondiente a la UTE Techint-SACDE se encuentra en plazo y de concretarse el ritmo estimado se dará cumplimiento a los plazos previstos para su funcionamiento.

La obra asignada al contratista BTU, la cual desde el punto de vista de la ingeniería es la que presentó mayores desafíos porque debían ejecutar varios cruces especiales, se encuentra en etapas finales.

Desde el inicio, se trabajó de manera conjunta y desde ENARSA se concretaron tareas de mitigación y trabajos en paralelo con turnos adicionales por parte de los Contratistas para cumplir con los plazos exigentes que presenta el contrato y que tiene como objetivo poner en servicio el gasoducto en Reversión Norte durante el mes de septiembre u octubre en sus tres tramos.

El gasoducto, en esta primera etapa, permitirá reemplazar el suministro de gas de Bolivia en hasta 5 MMm3/día y en una segunda etapa que estará disponible en marzo de 2025 permitirá aumentar la capacidad de transporte en 9 MMm3/día, llevando la reversión total al norte argentino a 19 MMm3/día.

Arpel (la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe) emitió un documento luego de deliberar acerca de “Transiciones Energéticas Justas” en la región.

Al respecto la entidad sostuvo que “Hablar de una transición energética justa para la región implica reconocer la urgencia de promover iniciativas para mitigar el cambio climático dentro de una trayectoria que considere los impactos sociales y económicos en comunidades en vías de desarrollo, con un alto porcentaje de desempleo, desigualdad y pobreza energética”. El documento fue elaborado por profesionales de TGN, Petrobras, EP Petroecuador, OCP Ecuador, S&P Global, Pan American Energy, Petroperú, Staatsolie y Geopark.

Los propios co-autores del White Paper fueron quienes expusieron los mensajes clave y las principales conclusiones durante un webinar de lanzamiento realizado a comienzos de setiembre, en el que dieron a conocer el consenso de las empresas socias de Arpel acerca del significado que tiene el aspecto de justicia para el sector en nuestra región.

“Nuestro objetivo es abrir el diálogo sobre este tema, sus desafíos y oportunidades, y construir caminos de desarrollo de la región en un entorno de negocios competitivo”, expresaron los autores.

“Comprendemos la complejidad de las transiciones energéticas y somos conscientes de que requieren una transformación del mundo real que afecta a todas las comunidades y naciones”, sostienen. Y agregan que: “Debemos respetar el legítimo derecho de las naciones en desarrollo a utilizar sus recursos de hidrocarburos de manera responsable, mientras trabajan en sus prioridades de desarrollo social y económico”.

El webinar de lanzamiento contó con la participación de Claudio Moreno, Jefe de Responsabilidad Social de TGN; Patricia Marques, Especialista en Cambio Climático de Petrobras; Lorena Bracho, Coordinadora de Eficiencia Energética de EP Petroecuador; Hugo Cuenca, Especialista del Sistema de Gestión Energética de OCP Ecuador, y Rodrigo Vaz, Director de Upstream de S&P Global. La moderación estuvo a cargo de Josefina Ibarra, Líder de Asuntos Públicos de YPF.

PAPEL DEL GAS NATURAL EN LA REGIÓN

Al ver la proyección de demanda de energía y crecimiento de la población al 2050, América Latina y el Caribe necesitan un aumento en el suministro de energía segura, asequible y preferentemente limpia, para permitir su creciente industrialización y satisfacer las necesidades básicas de su creciente población.

En cuanto al peso de la región en las emisiones globales de Gases de Efecto Invernadero (8,1 %), es proporcional a lo que representa su población en el total mundial (8,4 %), se destacó.

Sobre este punto, los autores sostienen que la región está dotada de un gran potencial de recursos energéticos renovables; en la actualidad, estos representan el 33 % del suministro total de energía de la región, frente al 13 % a nivel mundial.

En el documento se expresa que el gas natural puede complementar la introducción de nuevas energías en el camino de reducción de las emisiones de GEI.

“Nuestra región cuenta con esta fuente de energía en abundancia, representando una gran oportunidad en su utilización con tecnologías adecuadas y altos estándares operativos, como fuente de energía para la industria, el transporte y un complemento muy confiable para una matriz energética con un alto porcentaje de renovables”, señala Arpel.

“Si a las energías renovables existentes le sumamos el potencial del gas natural de la región, se llega al 86 % de la energía disponible, aportando significativamente al proceso de transición y siendo la energía que compense la intermitencia de las renovables y reemplace una parte de las energías convencionales”, dijo Hugo Cuenca de OCP Ecuador.

En línea con el desarrollo del gas natural en la región, Claudio Moreno de TGN de Argentina hizo referencia al proyecto público-privado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, (construído en su Etapa 1, restando la Etapa 2) el cual permitirá transportar el gas natural extraído en Vaca Muerta, reservorio que además va a generar la posibilidad de proveer GNL al mundo.

DESCARBONIZACIÓN Y DIVERSIFICACIÓN DEL SECTOR DE PETRÓLEO Y GAS

En relación a las energías renovables, América Latina tiene el potencial de aumentar su capacidad de energía solar y eólica a escala comercial en más de un 460 % para 2030 si los 319 gigavatios (GW) de nuevos proyectos potenciales en la región entran en funcionamiento, según un informe de Global Energy Monitor de 2023.

“Aunque históricamente las empresas de petróleo y gas han estado vinculadas a combustibles fósiles, muchas de estas empresas están comenzando a diversificar sus actividades hacia fuentes de energía renovable, tecnologías de captura de carbono y eficiencia energética. Su capacidad para invertir en investigación y desarrollo, junto con su infraestructura global, permiten liderar iniciativas que promuevan un suministro de energía más sostenible”, dijo Lorena Bracho de EP Petroecuador.

El documento expresa que las transiciones energéticas pueden crear más de 1 millón de nuevos puestos de trabajo en suministro de energía al 2030, especialmente en el sector eléctrico y en la minería y el procesamiento de minerales críticos, así como en los sectores de petróleo y gas a medida que la región aumente su producción.

Asimismo se destaca que si bien la transición energética presenta oportunidades para la creación de empleo en sectores de energías más limpias, también requiere un cambio en las capacidades de la fuerza laboral que debe evolucionar de forma integrada con otros dos frentes de trabajo: el desarrollo tecnológico y el desarrollo de proveedores.

Patricia Marques, de Petrobras, destacó la revisión de la política de responsabilidad social de la compañía a la luz de la transición justa, contemplando el objetivo de promover la reducción de la pobreza energética y favorecer el desarrollo sostenible. “Con un principio de atención total a las personas, incluye lineamientos para el diálogo inclusivo y las relaciones responsables con las comunidades afectadas por nuestro negocio”, detalló.

Por su parte, Rodrigo Vaz de S&P Global destacó la necesidad de una colaboración estrecha entre gobiernos, comunidades y el sector privado para lograr una transición energética justa. Citó como ejemplo la implementación de marcos regulatorios claros que fomenten la inversión en energías bajas en carbono, como es el caso de Brasil con el almacenamiento de carbono, el hidrógeno verde y la eólica offshore.

Desde el punto de vista del sector privado, Vaz señaló que hay empresas listas para invertir en energías limpias pero que, sin embargo, aún enfrentan muchos desafíos en el acceso al financiamiento y en temas de licenciamiento ambiental.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, expresó que “estamos dejando atrás un modelo para el sector que fracasó por tres razones:

1) No hubo inversiones en el sector, especialmente, en el eléctrico (generación, transporte y distribución) y se opera el sistema en condiciones técnicamente vulnerables;
2) Los mercados han perdido todas las señales de precios y su competitividad;
3) El Estado ha agotado los recursos económicos para seguir financiando el modelo.

“Con el nuevo modelo implementado, iniciamos un proceso de recuperación y crecimiento del sector energético con el objetivo de que se convierta en pilar fundamental del crecimiento de otros sectores de la economía que necesitan de la energía para desarrollarse”, señaló Chirillo a través de X.

Acerca entonces del denominado “Nuevo Modelo 2024-2028”, el funcionario describió que comprende objetivos de:

“Un Sistema de autosuficiencia económica-financiera; Tarifas que cubran el costo del suministro; Subsidios focalizados; Un modelo exportador de los recursos energéticos; Un esquema de inversión privada; y un cambio en el rol de CAMMESA, que deja de celebrar contratos con compradores de la energía, y deja de comprar combustible para generar”.

“Este nuevo modelo viene a reemplazar el vigente entre 2002 y 2023”, puntualizó Chirillo, aludiendo a cuestiones tales como:

“El gasto público contínuo a través de subsidios a la oferta y la demanda; Tarifas deprimidas que no reflejaban el costo del abastecimiento; Subsidios elevados y generalizados; Un esquema de inversión pública; y que priorizaba el autoabastecimiento interno, con un esquema de comprador único Estado-Cammesa”.

“Vamos camino a la autosustentabilidad del sistema, la normalización de los mercados de energía, y hacia un esquema de inversión privada”, puntualizó Rodriguez Chirillo.

La petrolera china CNOOC Ltd. anunció un hallazgo de gas en rocas carbonatadas de aguas ultraprofundas frente a las costas chinas» tras perforar casi 3.000 metros ( de profundidad en la cuenca de la desembocadura del río Perla.

Las pruebas del pozo Liwan 4-1 arrojaron una tasa de producción de 430.000 metros cúbicos (15,2 millones de pies cúbicos) al día de gas natural de flujo abierto absoluto, según informó en un comunicado CNOOC Ltd.

El pozo se encuentra a una profundidad de casi 1.640 metros en la fosa de Baiyun, la mayor fosa de hidrocarburos de la cuenca de Pearl River Mouth. Liwan 4-1 se encuentra a unos 300 kilómetros al sureste de la ciudad de Shenzhen.La profundidad total era de casi 4.400 metros. Según la empresa de exploración y producción de petróleo y gas, en la sección horizontal se observó una zona de gas útil de unos 650 metros.

El mes pasado, las autoridades chinas confirmaron que el yacimiento Lingshui 36-1 contiene más de 100.000 millones de metros cúbicos (3,5 billones de pies cúbicos) de gas natural.
“Se trata del primer yacimiento de gas ultraprofundo de gran tamaño en aguas ultraprofundas del mundo, lo que abre una nueva área de exploración”, declaró CNOOC Ltd. en un comunicado de prensa el 7 de agosto”Tras las pruebas, Lingshui 36-1 demostró producir más de 10 millones de metros cúbicos (353,1 millones de pies cúbicos) al día de gas de flujo abierto absoluto, según el comunicado.

El yacimiento se encuentra en la parte sur de la cuenca central de Qiongdongnan, a una profundidad media de 1.500 metros. Lingshui 36-1 está enterrado a 210 metros de profundidad, “lo que lo convierte en un típico yacimiento de gas ultraprofundo en aguas ultrabajas”, declaró CNOOC Ltd..

Con las nuevas reservas, el gas probado en el Mar de China Meridional supera ya el billón de metros cúbicos (35,3 billones de pies cúbicos), según la empresa

“Gracias a la prospección continuada, el volumen in situ probado del yacimiento Kaiping Sur ha alcanzado los 102 millones de toneladas equivalentes de petróleo“.

CNOOC Ltd. espera alcanzar una producción máxima de aproximadamente 9.900 barriles equivalentes de petróleo al día en 2026 en el proyecto, que cuenta con 43 pozos de desarrollo, 28 de ellos de producción. Las instalaciones de producción incluyen una nueva plataforma de cabeza de pozo y una terminal de procesamiento de petróleo y gas.

Autoridades de la Administración Portuaria de Puerto Madryn recibieron a directivos de la compañía Goldwind y empresas que estarán a cargo de la logística de los nuevos equipos a instalar para la ampliación del parque eólico de ALUAR en la provincia del Chubut.

El titular de la Administración Portuaria de Puerto Madryn, Diego Pérez; junto al director Comercial, Héctor Ricciardolo; el director Operativo, Martín Liendo, y el asesor comercial, Marcos Grosso; mantuvieron una reunión con directivos de la compañía de aerogeneradores Goldwind y las empresas que estarán a cargo de la logística en tierra de estas cargas.

La ampliación, denominada La Flecha, corresponde a la quinta etapa del proyecto de Aluar e incluirá la llegada de componentes de 56 aerogeneradores, cada uno con una potencia de 6 MW, palas de 165 metros de diámetro y una altura de buje de 100 metros. Esta fase también contempla la instalación de una nueva estación transformadora y una línea de alta tensión de 132 kV.

Se estima que el arribo de estos aerogeneradores comenzará en los primeros días de diciembre y se extenderá durante el primer trimestre de 2025, con el inicio del despacho de partes a campo previsto para febrero del año próximo.

Una vez finalizado en 2026, el parque La Flecha ocupará una superficie de 200 kilómetros cuadrados, con una potencia instalada de 582 MW, suficiente para abastecer el consumo de 600.000 hogares.

Desde el gobierno que encabeza Ignacio Torres se destacó que “esta ampliación del parque eólico refuerza el compromiso de la Administración provincial con el desarrollo de energías renovables y el crecimiento económico sostenible. Potencia la infraestructura energética de la región”, se indicó.

La compañía de energía tgs fue distinguida con el máximo galardón en los Premios Fortuna 2024 a las Mayores y Mejores Empresas del país.

El crecimiento y el desarrollo que tgs viene llevando a cabo en los últimos años, le otorga no solo un posicionamiento como una compañía de energía líder en el sector del Oil & Gas, sino que le genera reconocimientos por parte de otros sectores empresariales de nuestro país.

Luego de recibir el premio de manos de Jorge Fontevecchia, director del Grupo Perfil, el CEO de tgs, el ingeniero Oscar Sardi, manifestó: “En especial, quiero destacar el compromiso de nuestros accionistas controlantes, Pampa Energía y familia Sielecki, de continuar invirtiendo y creciendo en el sector energético de nuestro país, permitiendo a tgs transformar su negocio fundacional de transporte de gas natural por gasoductos hasta consolidarse como líder en la prestación de servicios a lo largo de toda la cadena de valor del gas natural”.

Y agregó: “Recibir este importante reconocimiento es motivo de orgullo para quienes formamos parte de tgs y refleja el esfuerzo y compromiso de las 1.100 personas que trabajan para contribuir al desarrollo de nuestro país”.

Cabe destacar que la compañía lleva invertidos 800 millones de dólares en Vaca Muerta desde el año 2018 y tiene proyectos para continuar ampliando su portfolio de servicios midstream a nivel nacional.

El premio que otorga la Revista Fortuna reconoce anualmente a empresas nacionales de los sectores alimenticio, eléctrico, petrolero, telecomunicaciones, de la industria automotriz, y bancos. La elección de las compañías surge de la evaluación que realizó Aurum Valores, el agente de bolsa que acompañó a la revista en el análisis de los finalmente premiados.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, sostuvo que “No podemos desaprovechar esta gran oportunidad; sería el mayor fracaso de la historia si esta generación no se pone de acuerdo en cómo poner de pie a nuestro país de la mano de la industria.

Figueroa expuso ante empresarios de energía durante un encuentro celebratorio del 110 aniversario de Shell en Argentina, y en una charla-entrevista que mantuvo con Germán Burmeister, presidente de la compañía para Argentina, Uruguay y Chile, defendió el federalismo y seguir trabajando en forma articulada con todos los sectores para mejorar la situación de la población en la provincia, diversificando la economía y producción de Neuquén, y generar mejores condiciones para el país.

“Cómo en una provincia rica tenemos mas de 40 por ciento de la gente en situacion de pobreza ?, interrogó, y consideró que para sanear esta situación “tenemos que trabajar muchos actores sentados en una mesa para lograr la sustentabilidad social en la provincia”. Aludió a las empresas operadoras, a los gremios, a sectores ligados a otras actividades de la producción y servicios.

El gobernador resaltó el acompañamiento del sector privado en el desarrollo de la industria en la provincia, y que para ello es fundamental tener seguridad jurídica y “reglas de juego claras” como una de las principales herramientas. “Nosotros somos una provincia que respeta y defiende mucho el federalismo, y dentro de esa defensa del federalismo es fundamental respetar las reglas de juego; pero vamos a ser los primeros en alzar la voz si nos cambian las reglas de juego”.

Explicó que espera la pronta reglamentación de la Ley de Hidrocarburos antes de adherir al RIGI. “Nosotros no hemos adherido aún. Estamos esperando la reglamentación de la ley (recientemente reformulada) para saber en detalle las reglas de juego nuevas que se imponen”, manifestó.

“La provincia de Neuquén participó activamente en la elaboración de la nueva Ley , y más del 75 % de su contenido fue consensuado por nuestros equipos técnicos. Pero nosotros no hemos adherido aún al RIGI porque para hacerlo estamos esperando la reglamentación de la ley de Hidrocarburos (reformulada) y saber en detalle las reglas de juego nuevas que se imponen”, manifestó.

Figueroa cuestionó aspectos del paquete fiscal, especialmente “el alcance del impuesto a las Ganancias, que ha sido un perder-perder para la Patagonia”.

“En esto también juega el cepo. Primero, con cepo no queda otro camino para las empresas que reinvertir”, explicó el mandatario. “Después, si la industria anda, nos va a permitir a nosotros generar moneda, va a reservas, nos va a permitir equilibrar la balanza de pagos y esto va a permitir también eliminar el cepo más rápidamente”, añadió.

El gobernador indicó además a los representantes de las empresas: “Vamos a enviar una ley provincial que es Invierta en Neuquén, donde vamos a promocionar las distintas actividades que se pueda llegar a tener dentro de la provincia”.

“No solo en la industria hidrocarburífera y de energías como la eólica, geotérmica, hidroeléctrica y solar; sino también para el desarrollo del turismo, agroturismo, el procesamiento de datos, la inteligencia artificial y con la posibilidad de invertir en distintos lugares de la provincia, con las ventajas comparativas y la seguridad energética que está brindando en sí la provincia de Neuquén”, describió.

La Secretaría de Industria y Comercio del ministerio de Economía resolvió que la información relacionada con los conceptos contenidos en los comprobantes (facturas) emitidos por los proveedores de bienes y servicios (como son el gas, la electricidad y el agua) en el marco de las relaciones de consumo (Ley 24.240 ) y sus modificatorias, deberán referirse “en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado específicamente por el consumidor y suministrado por el proveedor, no pudiendo contener sumas o conceptos ajenos a dicho bien o servicio”.

La resolución 267/2024 publicada en el Boletín Oficial, señala que “el incumplimiento a lo establecido en la presente resolución será pasible de ser sancionado conforme el régimen de penalidades previsto en la Ley 24.240 y sus modificatorias, y normas reglamentarias.

La medida entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial y tendrá un plazo de adecuación de TREINTA (30) días, señala la Resolución firmada por Pablo Lavigne.
En los considerandos de la medida se argumenta que “el Artículo 25 de la Ley 24.240 y sus modificatorias establece que las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios deberán colocar en toda facturación que se extienda al usuario su derecho a reclamar una indemnización si le son facturadas sumas o conceptos indebidos.

Y agrega que “con el transcurso del tiempo se ha ido transformando en una práctica generalizada, para una gran cantidad de proveedores en el mercado, la inclusión y facturación, dentro de la documentación comercial emitida a los consumidores por el suministro de bienes y servicios, conceptos ajenos a aquellos contratado por el consumidor”.

“La práctica descripta configura no sólo una violación al deber de brindar un trato digno a los consumidores, sino que importa también una clara violación a la libertad de elección del consumidor, garantías que ostentan rango constitucional en nuestro ordenamiento jurídico”.

El Viceministro Coordinador de Economía y Energía, Daniel González, aseveró que “gran parte del déficit fiscal tiene que ver con los subsidios” (por caso a la energía), y en tal sentido consideró “impresionante como la gente viene apoyando” la política de reducción de esos subsidios.

“Es un cambio cultural importante. Son décadas de acostumbrarse a no pagar por la energía, y también por otros servicios lo que cuestan”, afirmó González durante una entrevista realizada en el marco de la jornada de celebración del aniversario 110 de Shell Argentina.

Acerca de la política tarifaria, el funcionario describió que “estamos en plena elaboración del Presupuesto del año que viene. Seguimos la misma tendencia (de reducción de subsidios) y de a poquito nos acercamos a la convergencia entre costos y tarifas”.

González detalló que “a fin de año vamos a estar cubriendo con tarifas entre el 85 % y 90 % del costo de la energía eléctrica de verano, contra el 25 % previo”.

“En invierno el costo de la energía sube, veremos que porcentaje podemos cubrir con tarifas. pero la cobertura será sustancialmente mas alta que la de este año”, comentó.

Y añadió que “en gas la situación es similar. El mes proximo, cuando se inicie la etapa estival, la tarifa cubrirá el costo del gas en verano. todavía no estanos pudiendo cubrir la tarifa de gas del invierno”.

Electricidad: verano complicado

González anticipó que será un año difícil en materia de abastecimiento de energía eléctrica. “Es otra consecuencia de muchísimos años de hacer las cosas mal”. “Tenemos una restricción en transmisión, y tambien este verano en generación, previendo baja hidraulicidad en Brasil, y altas temperaturas.

“Vamos a tener un verano complicado, estamos gestionando, tenemos un Comité trabajando en medidas para la mitigación en el verano”, señaló, y añadió que habrá medidas con remunerar al sector privado para hacer lo que tiene que hacer, o por dejar de hacer en lo que tiene que ver con el consumo”.

“Es un poco pronto para saber exactamente cuales van a ser las medidas, pero lo estamos gestionando. Las soluciones de fondo llevarán mas tiempo”, señaló González en referencia a la infraestructura en redes y en generación.

Consideró que “En esto el sector privado tiene mucho que hacer, y lo tendrá que pagar la demanda. El Estado no va a tener más el rol de financiar esa obra pública. A uno le preocupa este tema, porque si Argentina crece, la infraestructura es un cuello de botella y no se soluciona de un año al siguiente”, destacó.

González sostuvo que “En un país normal no se necesita un RIGI, pero en Argenina Sí. Por ejemplo, en el upstream no se necesita, pero sí generación de energía eléctrica. En los próximos días se terminará de reglamentar, tarea a cargo de Economía”.

Por otro lado, trazó metas posibles en materia de exportaciones y de saldos positivos de la balanza comercial energética. “Lo que está haciendo Vaca Muerta es impresionante. Este año vamos a tener un superávit de 4 a 5 mil millones de dólares, y en 2025 se van a duplicar esos números”, señaló.

El presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister, consideró que el país “tiene una gran oportunidad de ser un protagonista importante en el mercado mundial de los hidrocarburos”.”Con una industria que ha crecido muchas veces con viento en contra, hoy tiene que capturar esa oportunidad”, remarcó, al tiempo que ratificó la decisión de la Compañía de continuar invirtiendo en el desarrollo de los recursos energéticos del país.

“Estamos invirtiendo más de 500 millones de dólares por año”, señaló Burmeister, y agregó que “con el RIGI (régimen de incentivos) y sin el cepo (cambiario) dichas inversiones se verían incrementadas”. Shell produce actualmente unos 50 mil barriles día de petróleo y se perfila para llegar a los 70 mil barriles diarios.

En el marco de una jornada de celebración de los 110 años de Shell en la Argentina, el directivo sostuvo que “como empresa tenemos una mirada a largo plazo que puede transformar al sector y al país. Tenemos recursos competitivos a nivel global y tenemos que hacerlos competitivos a nivel local”, remarcó, en alusión a las importantes reservas de crudo y gas no convencional en la formación Vaca Muerta.

Participaron de la Jornada, en la que se desarrollaron diversos paneles de análisis de la situación de la industria y sus perspectivas, directivos de otras importantes operadoras locales, tales como YPF, Tecpetrol, PAE, y Vista. También los gobernadores de Neuquén ( Rolando Figueroa) y de Río Negro (Alberto Veretilneck), y el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, entre otros.

Burmeister también manifestó que Shell tiene previsto encarar tareas de prospección sísmica de hidrocarburos en dos bloques offshore en la Cuenca Argentina Norte, entre octubre y marzo venideros . Se trata de las CAN 107 y CAN 109, en asociación con Qatar Energies (al 60 y 40 por ciento, respectivamente).

Asimismo, el directivo admitió que la Compañía “va a explorar la posibilidad” de participar en proyectos para la producción de GNL, iniciativa que resulta atractiva a cada vez más operadoras pensando en la exportación de este producto.

Por su parte, el gerente de operaciones de Shell Argentina, Sebastián Regís, hizo hincapié en la historia de la Compañía, iniciada en 1914 en el país, su participación en diversas cuencas, y destacó su actual compromiso con la exploración y la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta (además de su también histórico desempeño en el Downstream, actividad en la cual es un actor principal).

Asimismo, el directivo aludió a las inversiones y al trabajo en el Midstream que implicó el desarrollo del Oleoducto Sierras Blancas – Allen en 2023, que significó “un alivio para la evacuación de crudo de la Cuenca Neuquina. Un ducto de 105 kilómetros de longitud con capacidad para transportar 125 mil barriles de crudo, construído en asociación con Pluspetrol y Pan American Energy. El primer ducto 100 por ciento privado”, destacó.

Dow, compañía líder en ciencia de materiales, ha anunciado relevantes cambios en su equipo directivo para América Latina y Argentina, fortaleciendo su compromiso con el liderazgo inclusivo y la innovación sostenible en la región.

Matías Campodónico, quien hasta ahora se desempeñaba como Presidente de Dow Argentina y la Región Sur de América Latina, así como Director de Asuntos Públicos y de Gobierno para América Latina, ha sido nombrado Presidente de Dow América Latina.

Desde su nueva posición, Campodónico liderará las operaciones y los proyectos estratégicos de la compañía en la región, con base en Buenos Aires y con presencia en toda la región. Su enfoque estará en impulsar el crecimiento mediante la optimización del talento humano y el fortalecimiento de la cultura empresarial de Dow, orientada hacia la inclusión, el crecimiento, la sustentabilidad y la centralidad en el cliente. Matías sustituirá a Javier Constante, quien se jubilará a finales de 2024 tras casi 35 años de trabajo en Dow, cinco de ellos en la presidencia para América Latina.

“En los últimos años, hemos logrado avances significativos en nuestras ambiciones para la región. Estoy entusiasmado con la oportunidad de liderar a este equipo excepcional, mientras seguimos consolidando nuestra cultura de crecimiento inclusivo y sustentable basado en el trabajo en equipo y la innovación, un sello distintivo entre los más de 4.000 empleados de Dow en América Latina. La región presenta desafíos, pero también ofrece oportunidades únicas para la transformación y el crecimiento”, expresó Campodónico respecto a su nueva función.

Dolores Brizuela, actual Directora del Negocio de Hidrocarburos para América Latina y con más de 20 años de experiencia en Dow, suma el cargo de Presidenta de Dow Argentina y de la Región Sur de América Latina (Chile, Uruguay, Paraguay y Bolivia), convirtiéndose en la primera mujer en asumir esta responsabilidad en la historia de Dow en la Argentina. Su liderazgo se centrará en promover las prioridades de negocio de la compañía y fortalecer el crecimiento mediante el desarrollo del talento diverso y la implementación de iniciativas sustentables.

“Me honra asumir este desafío y estoy muy entusiasmada por la oportunidad de liderar Dow en Argentina y la Región Sur. Estoy convencida de que seguiremos consolidando nuestra posición en el país, avanzando en nuestras metas de sustentabilidad y priorizando siempre la experiencia del empleado y la inclusión para alcanzar nuestros objetivos”, afirmó Brizuela.

Estas designaciones subrayan el compromiso de Dow con la diversidad y la inclusión, promoviendo activamente la participación de mujeres en roles directivos, ejecutivos y operativos, tanto en sus oficinas como en sus plantas de producción.
Dow lleva más de 60 años presente en América Latina y cuenta con quince plantas en cuatro países: Argentina, Brasil, Colombia y México. Referente en sustentabilidad, cumplimiento, seguridad, inclusión y diversidad, ha sido reconocida con innumerables premios y certificaciones en los países donde opera en la región.

Con estos nuevos nombramientos, Dow refuerza su compromiso en la región, donde impulsa proyectos en línea con su estrategia para construir un mundo más sostenible con foco en tres áreas prioritarias: economía circular, protección del clima y materiales más seguros, que representan una oportunidad para que utilicemos la ciencia para promover un mayor impacto positivo.

Acerca de Dow

Dow (NYSE: DOW) es una de las empresas líderes mundiales en ciencia de los materiales, que atiende a clientes en mercados de alto crecimiento como empaque, infraestructura, movilidad y aplicaciones de consumo. Nuestra amplitud global, integración y escala de activos, innovación enfocada, posiciones de liderazgo empresarial y compromiso con la sostenibilidad nos permiten lograr un crecimiento rentable y contribuir a un futuro sustentable. Contamos con plantas de fabricación en 31 países y empleamos aproximadamente a 35 900 personas. En 2023, Dow realizó ventas por aproximadamente 45 000 millones de USD. Dow o la Compañía hacen referencia a Dow Inc. y sus subsidiarias. Obtenga más información sobre nosotros y nuestra ambición de ser la compañía de ciencia de los materiales más innovadora, centrada en el cliente, inclusiva y sostenible del mundo, visitando www.dow.com.

En línea con el plan de crecimiento y evolución de Pluspetrol, Julián Escuder ha sido designado como Gerente General de Pluspetrol Argentina.
Julián Escuder ingresó a Pluspetrol en 1999 en el área de Administración y Finanzas. Es Licenciado en Administración por la Universidad Católica Argentina, con un Executive Master en Administración de Empresas y un Programa de Desarrollo Directivo del IAE.
Con 25 años de trayectoria en la industria, ocupado diversos roles de liderazgo tales como Gerente de Finanzas Corporativas, Gerente de Administración & Finanzas en Argentina, Gerente de Planeamiento Corporativo, hasta su posición actual como Vicepresidente de Administración y Finanzas de Pluspetrol.
Al mismo tiempo Adrián Vila, actual Gerente General de Argentina, pasa a ocupar la posición de Chief Producing Assets (CPA) con el objeto de alinear las prioridades estratégicas y el cumplimiento de la performance esperada de los activos de Argentina, Perú y Ecuador.

Shell Argentina cumple 110 años en el país y lo celebrará invitando a líderes del sector público y privado vinculados a la industria a intercambiar visiones sobre el futuro de la energía en el país y el horizonte de la transición energética.

La Compañía convoca para el 10 de septiembre a funcionarios nacionales, gobernadores provinciales, intendentes locales, directivos de empresas líderes de la industria energética y especialistas del sector.

Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Uruguay y Chile, destacó que “Argentina tiene una oportunidad única en la transición energética. Con Vaca Muerta
podemos ofrecerle al mundo la energía que muchos países demandan para desarrollarse, abastecer a sus poblaciones y descarbonizar sus matrices energéticas”.

Y agregó que “Gracias al enorme trabajo que han hecho la industria y las autoridades en la última década, se alcanzó un gran nivel de desarrollo en Vaca Muerta. Pero todavía hay un potencial fantástico por delante. El aporte del sector energético puede ser transformacional para el país”.

Participarán del evento el gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa; el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck; el jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos; el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González; el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo; el secretario de Turismo, Ambiente y Deportes de la Nación, Daniel Scioli; la vicegobernadora de la provincia del Neuquén, Gloria Ruiz; los diputados nacionales Carlos D’Alessandro y Osvaldo Llancafilo; el ministro de Infraestructura del Neuquén, Rubén Etcheverry; referentes de primera línea de las compañías líderes de la industria y especialistas del sector energético.

110 AÑOS DE LIDERARZGO Y COMPROMISO

La historia de Shell Argentina y del sector energético en el país han estado estrechamente
vinculadas desde los inicios. La compañía se asentó en el país el 10 de septiembre de 1914, a solo 7 años del descubrimiento de petróleo en Comodoro Rivadavia en 1907, y
desde entonces, estuvo a la vanguardia de cada nueva oportunidad energética que surgió en el país, aportando la eficiencia y la innovación que caracterizan a la compañía
globalmente.

En más de un siglo de presencia en el país, Shell lideró el sector a través de toda su cadena de valor, desde la refinación, distribución y venta de derivados como combustibles, lubricantes o aceites para automotores, aviación y navíos, bitumen para
asfalto, y químicos (Downstream) hasta el transporte (midstream) y la exploración y producción de petróleo y gas onshore y offshore convencional y más recientemente, el no convencional en Vaca Muerta (Upstream).

Con la oportunidad histórica que brinda Vaca Muerta, la empresa renueva su compromiso y apunta a protagonizar al desarrollo energético y económico del país en los años que vendrán, se destacó.

Pampa Energía emitió un nuevo bono, a siete años, en Nueva York por un total de 410 millones de dólares equivalentes, con vencimiento en 2031, a una tasa de 8,25 por ciento (y un cupón de 7,95 %).

La Compañía recibió ofertas de suscripción por más de 1.700 millones de dólares en una licitación que incluyó a importantes fondos de inversión internacionales, se destacó.

El principal objetivo de la emisión de este bono fue aliviar los vencimientos del año 2027 por una suma cercana a los 750 millones de dólares, y mejorar así el perfil de deuda de la Compañía de cara a las fuertes inversiones a realizar en los próximos años en Vaca Muerta, incluyendo el desarrollo del yacimiento de shale oil Rincón de Aranda, se describió.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, explicó que “esta colocación es un orgullo y un trabajo enorme de nuestro equipo, que consiguió la tasa más baja de cualquier emisor argentino desde el 2018”. Y agregó que “esto revalida la solidez financiera de Pampa y la confianza que la Compañía supo construir estos años entre los inversores”.

En este sentido, Mariani afirmó que “gracias a las inversiones que venimos desarrollando en Vaca Muerta obtuvimos nuevos hitos de producción de gas alcanzando un máximo de 16,8 millones de m3/día y un promedio de 14,5 millones de m3/día. Esto significa 37 % de crecimiento interanual y 24 % más que lo producido durante el primer trimestre de este año”.

Los productores de biocombustibles piden a la Liga Bioenergética que no aplique “doble vara” en la redacción de la nueva ley, ya que consideran que la medida beneficia a las grandes exportadoras en detrimento de las pymes que han apostado por el mercado nacional. La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) no ha escatimado críticas contra la propuesta de reforma de la Ley 27.640 de biocombustibles, impulsada por la “Liga Bioenergética”, una alianza entre las provincias de Santa Fe, Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

La Liga Bioenergética de Provincias está conformada por los Gobiernos de Santa Fe, Entre Ríos, Córdoba, Jujuy, Tucumán y Salta. Fue creada en 2018 para articular políticas públicas tendientes al desarrollo y defensa del sector. Constituye un espacio de intercambio y fijación de políticas regionales, con foco a los desafíos energéticos para el desarrollo de la bioeconomía y su acción climática.

Denuncia

CEPREB, que agrupa a productores de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luis, argumenta que el proyecto no fomenta la desregulación como se pretende hacer ver, sino que, al contrario, introduce regulaciones más complejas. Además, la cámara denuncia que la iniciativa carece de consenso y promueve una competencia desleal, afectando directamente a las pymes del sector.

Controversia

La Liga Bioenergética propone modificar el marco normativo actual, incrementando el porcentaje de bioetanol en combustibles al 15% y estableciendo un cupo inicial para el bioetanol de caña de azúcar. En el caso del biodiésel, el proyecto permitiría la entrada de grandes empresas aceiteras al mercado interno, un espacio hasta ahora reservado a las pymes. Desde CEPREB, se sostiene que este cambio beneficiaría a las grandes compañías exportadoras, perjudicando a las pymes que han invertido en el mercado local.

Falta de Inversiones

CEPREB también critica que no se han generado nuevas inversiones en el sector y alerta sobre una preocupante capacidad ociosa del 75% en la producción de biodiesel en Argentina. Esta situación, según la cámara, restringe las posibilidades de desarrollo del sector y pone en riesgo a las pymes que operan en el país.

Impacto Desigual

Otro punto clave que CEPREB subraya es la ventaja injusta que obtendrían las empresas situadas cerca del puerto de Rosario, en Santa Fe, debido a los menores costos logísticos. Esta situación dejaría en desventaja a las pymes de provincias como San Luis, Buenos Aires, La Pampa y Entre Ríos. La cámara advierte que el proyecto podría llevar a muchas pequeñas y medianas empresas a la quiebra, mientras que Santa Fe podría incrementar su participación en la producción de biodiésel del 30% al 80%.

Llamado al Congreso: No Avanzar con el Proyecto

En un último intento por frenar la propuesta, CEPREB solicita al Congreso que no avance con el proyecto de reforma de la Ley 27.640. La cámara insta a un debate más amplio que promueva el desarrollo de las pymes y la industrialización de la biomasa, sin comprometer la seguridad jurídica ni perjudicar a quienes han invertido bajo el marco normativo vigente, que tiene vigencia hasta 2030.

Con el objetivo de incentivar la eficiencia energética y sumar más energía al sistema, los usuarios podrán instalar hasta 12 MW de fuentes renovables para abastecer su demanda e inyectar los excedentes a la red de distribución.

La Secretaría de Energía dio un nuevo paso para cumplir con el reordenamiento del sector eléctrico en el país. A través de la Resolución 235/24 se amplió el límite máximo de autoconsumo hasta 12 MW de potencia.

De esta forma, todos los hogares, edificios, industrias o PyMEs que actualmente se autoabastecen con energía renovable, tendrán la posibilidad de ampliar la potencia a instalar que pueden generar.

A su vez, los usuarios que se autoabastezcan dentro de estos límites, podrán inyectar sus excedentes en un monto equivalente a la categoría que les corresponda.

La decisión complementa a la nueva categorización de los tipos de Usuario Generador incorporados al esquema normativo, a la vez que da cuenta de la solicitud realizada por numerosas jurisdicciones adheridas para ampliar el volumen previsto como límite para el Punto de Suministro.

Existen tres tipos de usuarios que pueden vender sus excedentes al sistema: los Generadores Individuales, los Generadores Comunitarios y los Comunitarios Virtuales. A partir de la nueva Resolución, estas categorías pasan a subdividirse por la potencia instalada de los equipos que conecten a la red.

Usuarios-Generadores pequeños (UGpe): los usuarios que instalen un equipo de Generación Distribuida en baja tensión cuya potencia no supere los 3 kW.

Usuarios-Generadores medianos (UGme): los usuarios que instalen un equipo de Generación Distribuida en baja o media tensión de una potencia mayor a 3 kW y de hasta 300 kW.

Usuarios-Generadores mayores (UGma): los usuarios que instalen un equipo de Generación Distribuida con conexión a la red de distribución en baja o media tensión de una potencia mayor a 300 kW y hasta 12 MW.

Con esta decisión el Gobierno Nacional busca paliar los efectos de años de desinversión en el sistema de transporte eléctrico, al fomentar la incorporación de más proyectos renovables de pequeña escala que puedan conectarse a la red de distribución.

La utilización de la Generación Distribuida permite reducir las pérdidas en los sistemas de Transporte y Distribución, siendo un mecanismo complementario para el fomento de la eficiencia energética en el marco del proceso de recomposición tarifaria y el pasaje a un régimen de subsidios focalizados.

En el mismo sentido, cabe recordar que en agosto último la Secretaría de Energía y el Banco Nación lanzaron un Programa de Reconversión que otorga financiamiento con condiciones preferenciales para la compra de equipamientos destinados a la Generación Distribuida, además de electrodomésticos y otros materiales que contribuyan a la eficiencia energética en hogares y empresas.

El gobierno de Santa Fe lanzó en Rosario el plan de gasificación provincial que contemplará la conexión de 45 nuevas localidades al gas natural, con una inversión inicial de $ 196.414.502.000. El proyecto incluye 6 gasoductos troncales para optimizar la matriz energética de la provincia.

Encabezó la presentación el Gobernador Maximiliano Pullaro, junto a los ministros de Desarrollo Productivo y Enonomía, Gustavo Puccini y Pablo Olivares respectivamente, la Secretaria de Energía, Verónica Geese, el presidente de ENERFE Rodolfo Giacosa, entre otras autoridades.

El proyecto abarcará 610 km de gasoductos y beneficiará a más de 45 localidades, 120 mil habitantes y 250 industrias santafesinas.

El proyecto comprende, entre otros, al Gasoducto Sudoeste Lechero (17 millones de pesos); Gasoducto Ruta 34 ($ 48.432.743.000); Gasoducto Ruta Provincial 20 ( $ 40.423.039.000); Gasoducto Ruta Provincial 14 y 17 ( $ 17.859.546.000); Gasoducto Ruta Provincial 93 y 33 ( $ 32.404.196.000).

El programa incluye 6 gasoductos troncales que optimizarán la matriz energética y reducirán los costos para una producción más competitiva. A su vez, esta infraestructura posibilitará la futura generación descentralizada de energía eléctrica y la inyección de biometano en estos gasoductos.

En ese sentido, el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, señaló que se trata de “una decisión histórica que toma el Gobierno de la provincia de Santa Fe para apostar a lo productivo y viene a acompañar a nuestra matriz productiva que la estamos repensando entre todos para las nuevas exigencias y las nuevas demandas que tienen nuestros productos”.

A su vez, el funcionario remarcó que dicha obra llegará “en el término de 4 años a la puerta de cada localidad, que son 610 kilómetros de tendido troncal, y va a permitirle a más de 250 empresas que en un futuro puedan visualizar que hay una provincia que está pensando para su desarrollo y que más de 120.000 personas puedan gozar además, de este servicio. A partir de hoy estamos abriendo la puerta a un desarrollo sostenible para una economía más competitiva”.

Por su parte, el ministro de Economía, Pablo Olivares, valoró la decisión “del Gobernador de dar el primer paso y nosotros marcar la iniciativa, porque esto no es solo un gasoducto, sino que es una sucesión de localidades que se verán beneficiadas”, y agregó que “comenzamos con estas etapas sabiendo que las sucesivas ciudades se van a motivar y que el proyecto de financiamiento que se necesite para las siguientes etapas, llegará”.

OPINION

Informe de la Fundación Encuentro

El gobierno argentino volvió a aumentar las tarifas de energía, que en algunos casos llevan acumulado casi un 600 % de incremento en lo que va del año, impactando directamente en la economía de todas las familias del país.

Bajo el lema de que los hogares deben pagar “lo que realmente cuesta la energía”, las autoridades justifican estas subas de tarifas sin asumir la responsabilidad sobre las decisiones de política pública que influyen en la factura final que pagan los usuarios.

Es imposible hablar de un “costo de la energía” en abstracto, puesto que ese costo está estrechamente vinculado con las políticas que decide o deja de implementar el Estado.

Es decir: la postura del gobierno de desentenderse del valor final de las tarifas es simplemente un pretexto para no asumir la responsabilidad que tiene como gestión.

La actual gestión energética ha adoptado una posición pasiva, dejando de lado oportunidades clave para reducir costos y mejorar la infraestructura de los servicios energéticos. En lugar de utilizar los recursos estratégicos y las condiciones favorables del mercado para aliviar el peso sobre los consumidores, el gobierno ha preferido trasladar sus ineficiencias a los usuarios finales.

A pesar de comenzar el año con precios de energía históricamente bajos en dólares, en julio de 2024, el costo de la generación aumentó a 95,5 USD por MWh (mayor al de julio de 2023, y superior al promedio que se ha pagado entre 2013 y 2023).

El peso del pago de los servicios públicos de gas natural y energía eléctrica en relación con los ingresos para las familias de menores ingresos pasó de ser del 3,9 % en noviembre de 2023 al 12,8 % en agosto de 2024.

Se pasó de un sistema que focalizaba subsidios en las familias de ingresos medios y bajos, a uno que subsidia a todos los hogares residenciales.

Con costos de generación crecientes, el gobierno no ha avisado a la fecha cómo va a continuar el camino de quita de subsidios para dar previsibilidad a las familias.

Así, la afirmación de que los usuarios deben pagar “lo que realmente cuesta la energía” se convierte en una falacia que una falta de visión y compromiso con las verdaderas necesidades del país.

Aumentos tarifarios: la falacia del costo real.

Cómo se Componen las Tarifas de Energía Eléctrica.
Las tarifas que pagan todas las familias en Argentina reflejan la sumatoria de cuatro componentes claves:

Generación. Es el precio con el que se paga la generación de energía y se encuentra regulado por la Secretaría de Energía de la Nación.

Transporte. Incluye los costos asociados al traslado de la energía desde los puntos de generación hasta los de consumo.

Distribución. Corresponde a las empresas que entregan la electricidad a los usuarios finales. Las tarifas de distribución están reguladas por el Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) en el caso de las empresas EDENOR y EDESUR. El resto de las distribuidoras se regula según la provincia en que se encuentre.

Impuestos. Incluyen cargas fiscales a nivel provincial y nacional.

Entonces, cuando una familia paga la tarifa, está pagando estos cuatro componentes. Los “subsidios a la energía eléctrica” se producen:

A nivel nacional, cuando lo que se paga por el componente “energía” no llega a cubrir lo que se debe pagar a las empresas generadoras de energía (que se representa en el “precio monómico”).

A nivel de cada jurisdicción cuando lo que se paga por la distribución (lo que se denomina “Valor Agregado de Distribución” o VAD) no cubre los costos de las empresas.

¿Qué significa que debemos pagar lo que sale la energía?

El discurso que el gobierno intenta consolidar afirma que se debe trasladar a las tarifas que pagan las familias el costo real de la energía. Sin embargo, esto esconde que el valor de esa energía no viene “dado” sino que está íntimamente relacionado con las decisiones de política que se tomen desde el mismo gobierno.

Hay dos posiciones que puede adoptar el Estado para reducir la cuenta de subsidios energéticos en las que las tarifas reflejen el costo “real” de la energía.
La primera es una posición pasiva, en la cual las autoridades optan por no involucrarse en la determinación del costo y sólo se concentran en trasladarlo, cualquiera sea el valor, a las tarifas de las familias.
La generación de energía en Argentina se estructura bajo el concepto de precio monómico, que integra los costos de producción, transporte y potencia en un solo precio.

Los generadores son remunerados por la energía que producen, y estos ingresos están condicionados por varios factores:

Costo de Energía Generada: Depende del tipo de insumo (gas, petróleo, renovables, etc.).
Costo de Transporte: Incluye la logística para mover la energía desde las plantas hasta los consumidores.
Costo de Potencia: Relacionado con la capacidad de las plantas de garantizar el suministro durante picos de demanda.

La variación entre las facturas de las familias a lo largo del país se explica por el VAD, y no por el valor de la generación que es igual para todo el país.

La segunda opción consiste en concentrarse desde la política energética en la “reducción de costos del sistema” y tomar decisiones de política pública para lograr que la energía cueste menos y, por lo tanto, que el traslado a los usuarios tenga un menor impacto.

Dicho simplemente: si producir y distribuir la energía cuesta menos, pagar el “costo real de la energía” para un usuario cuesta menos.

La posición “pasiva” de la Secretaría de Energía en 2024

La gestión actual de la Secretaría de Energía partió de una posición favorable al contar con precios relativamente bajos de generación de energía en comparación con administraciones anteriores.

En diciembre de 2023 y enero de 2024, gracias a las obras del Gasoducto “Presidente Néstor Kirchner” (GPNK) y a las lluvias que permitieron aumentar la generación hidroeléctrica, el MWh de la generación costó 20 USD menos que en 2023.

Sin embargo, la Secretaría evitó tomar decisiones que permitirían en el corto y mediano plazo asegurar precios más bajos en la generación de energía. A saber:
Retraso en las obras complementarias del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. A pesar de las previsiones climáticas, la Secretaría optó por retrasar la finalización de obras clave complementarias al gasoducto inaugurado en 2023. Esto limitó la capacidad de transportar gas de Vaca Muerta a diferentes regiones del país, obligando al gobierno a depender de insumos importados más costosos.

Decisión tardía de importar GNL. A pesar de contar con información desde enero, la Secretaría postergó la compra de GNL hasta último momento, lo que resultó en la necesidad de adquirir gas a precios elevados en el mercado internacional y puso, en mayo de 2024, en riesgo de desabastecimiento de gas a todo el país.

Esta falta de previsión incrementó los costos de generación y, por ende, las tarifas o subsidios necesarios para compensar estos costos.

Producto de dicha situación, el gobierno debió: cortar el gas a industrias y estaciones de servicio (GNC); Gastar mas de USD 500 millones para realizar subastas de combustibles líquidos para abastecer a las generadoras de electricidad; Salir a licitar de urgencia barcos de gas natural licuado (GNL), y Solicitar asistencia a Brasil para conseguir un barco de GNL adicional de refuerzo en Escobar.

El default a las generadoras de energía eléctrica.

A pesar de haber recibido precios históricamente bajos de generación eléctrica, el gobierno no previó el pago de esa generación, lo que culminó en una quita en el pago a la generación, abriendo un potencial pasivo litigioso.

Baja de la licitación de energía térmica.

En julio de este año, la Secretaría de Energía dio de baja una licitación finalizada en noviembre de 2023 que permitía reforzar la generación térmica en nodos críticos. A la par, se hizo pública la preocupación de fallas en la generación de energía en el verano.

Anuncio de privatizaciones.

En el marco de los anuncios de privatizaciones y concesiones al sector privado de energía, la Secretaría de Energía ha evitado pronunciarse sobre sus políticas de corto y mediano plazo para el sector. La preocupación por asegurar ganancias al sector privado choca de manera directa con las previsiones para la población.

Las medidas no tomadas han tenido un efecto claro:
A pesar de haber comenzado 2024 con un costo de generación bajo, a partir de julio de 2024 el costo ha sido superior al de 2023 y la proyección de la industria, conforme la información pública disponible muestra costos de generación proyectados más elevados hasta octubre de 2024.

En conclusión, a lo largo de 2024 podemos ver tanto: El efecto del GPNK en la reducción del costo de la energía; Y el efecto de la actitud pasiva de la Secretaría de Energía en el aumento de los costos de generación.

La Evolución de las Tarifas en 2024 e inconsistencias del discurso oficial.

Ahora bien, si el costo de la energía no está dado, ¿cómo se paga ese valor cuando el precio pagado por los usuarios no es suficiente para cubrir el costo de la generación?.

La Secretaría de Energía llevó adelante este proceso de dos maneras. Por un lado, trasladando el mayor costo a los usuarios finales y, por el otro, realizando por primera vez en la historia un default a las generadoras de electricidad. Es decir, en los primeros meses de gobierno, cuando la energía era la más barata de los últimos años medida en dólares, el gobierno optó por cortar la cadena de pago a las empresas generadoras.

¿Cómo puede ser que a la vez que subieron las tarifas, se les dejó de pagar a a las empresas?.

La respuesta es que los aumentos tarifarios han sido ineficientes e innecesarios, escondiendo bajo el lema de “pagar lo que sale la energía”, la mala gestión de la Secretaría de Energía. La población paga por la ineficiencia del gobierno.

En lo que va de 2024, las tarifas de energía eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) han experimentado aumentos desproporcionados, llegando casi al 600 % para algunos hogares.

En términos de cobro de tarifas, los hogares residenciales se dividen en: a) mayores ingresos o N1, b) ingresos medios o N3, y c) menores ingresos o N2.

Un largo camino por recorrer.

Aunque las tarifas han aumentado de manera significativa, aún queda un largo camino para alcanzar el costo pleno de la energía si los subsidios fueran eliminados. La falta de previsión y la gestión pasiva de la Secretaría de Energía han llevado a un escenario en el que los aumentos no se traducen en una reducción efectiva de subsidios, sino en un mayor peso financiero para las familias sin el beneficio de una cobertura completa de los costos.

Los aumentos tarifarios se han distribuido de manera desigual según el nivel de ingresos de los hogares. Las familias con ingresos más bajos (segmento N2) han visto a iguales niveles de consumo, incrementos acumulados de entre 334-598 %, mientras que las familias del segmento N3 han enfrentado aumentos de hasta el 615 %.

Este panorama muestra una disparidad preocupante: los sectores de menores ingresos, quienes más dependen de los subsidios, son los que proporcionalmente más han visto subir sus tarifas.

A pesar de este incremento significativo, es crucial señalar que estas subidas no se reflejan necesariamente en una reducción de los subsidios a la energía. Contrario a lo que podría esperarse, las tarifas crecientes no han logrado cerrar la brecha entre el costo real de la energía y el precio que pagan los usuarios finales.

El objetivo de que las familias paguen “lo que realmente cuesta la energía” está lejos de alcanzarse. A septiembre de 2024, la cobertura de los costos de la energía eléctrica no llega al 100 % en ningún segmento de usuarios finales, y mucho menos en los residenciales. En promedio, la cobertura del costo de abastecimiento de gas es del 55 % para los usuarios N1, mientras que los usuarios N2 y N3 pagan solo el 20 % y 25 % del costo, respectivamente.

Del mismo modo, la cobertura de costos eléctricos se ubica en el 86 % para los usuarios N1, y en 24 % y 38 % para los N2 y N3, respectivamente.

El futuro de la política de subsidios

En mayo de este año el gobierno nacional anunció un “Período de transición hacia subsidios energéticos focalizados”, que supuestamente debería finalizar el 30 de noviembre de 2024, con la posibilidad de prorrogarlo hasta seis meses adicionales.

Durante este período, el gobierno ha anunciado su intención de reestructurar los subsidios a la energía para asegurar que los “costos reales” se trasladen progresivamente a los usuarios limitando los subsidios a los sectores más vulnerables.

Sin embargo, aunque el discurso oficial subraya la previsibilidad y gradualidad en la implementación, la realidad muestra una preocupante falta de claridad y consistencia en las acciones del gobierno.

A la fecha, con solo tres meses restantes para el término del Período de Transición, no se ha publicado información concreta sobre cuál será el régimen de subsidios a partir de diciembre de 2024 ni cómo las familias podrán afrontar los costos de la energía. Esta falta de previsibilidad es alarmante, especialmente considerando que la carga económica sobre los hogares ha aumentado de manera drástica durante el año.

Además, el gobierno decidió desacoplar los aumentos tarifarios de los aumentos en el salario, una relación que venía establecida en función del Coeficiente de Variación Salarial (CVS).

Para hacerlo, argumentó que esos topes resultaban en subsidios crecientes que no podían ser sostenidos por el Tesoro Nacional. Sin embargo, este ajuste, lejos de traer claridad, deja a las familias en una posición incierta respecto a cuál será el impacto real en sus finanzas y qué medidas tendrán que tomar para enfrentar posibles incrementos tarifarios aun mayores.

De esta manera, como señalan los estudios del Observatorio de tarifas y subsidios IIEP (Instituto Interdisciplinario de Economía Política – UBA Conicet), hasta el 2024 “el peso máximo de los servicios públicos energéticos sobre el salario RIPTE se observa en junio de 2019 con una carga del 5,6 % sobre el salario promedio registrado”.

En agosto de 2024, “(…) tomando el ingreso mínimo de cada segmento de ingresos, la factura promedio de los servicios públicos de luz y gas en el AMBA tiene un peso de 1,8 % para los N 1, de 12,8 % para los N 2 y de 4,4 % para los N 3” con respecto al salario. La política del gobierno nacional afecta desproporcionadamente a los sectores de ingresos más bajos.

Con respecto al camino de subsidios a futuro, la Secretaría de Energía ha anunciado la implementación de un esquema que llamó “Canasta Básica Energética” (CBE), propuesto como la solución futura para focalizar los subsidios.

Sin embargo, aún no tiene una fecha clara de inicio ni un plan detallado de ejecución. Se anuncia una transición hacia un modelo “más justo y eficiente”, pero a 9 meses de su anuncio no se brinda información para que las familias puedan planificar su economía.

La falta de un sistema definido y operativo para el acceso a subsidios después del Período de Transición genera incertidumbre y contradice los principios de previsibilidad y gradualidad que el gobierno proclama.

Conclusión

A lo largo de 2024 las tarifas de energía eléctrica para algunas familias han experimentado aumentos de hasta un 600 %, sin que estos incrementos se traduzcan en una reducción efectiva de los subsidios ni en una cobertura completa de los costos de generación. Esto no solo contradice la narrativa oficial, sino que agrava la situación económica de los sectores más vulnerables.

La ausencia de un plan claro para el período post-transición y la falta de un cronograma detallado sobre la implementación del esquema de Canasta Básica Energética (CBE) generan una incertidumbre que impacta negativamente en la capacidad de las familias para planificar su economía.

En lugar de ofrecer la previsibilidad y gradualidad prometidas, el gobierno ha optado por medidas que, lejos de mejorar nuestro sistema energético, trasladan los costos de su ineficiencia a los usuarios finales.

Además, la decisión de desacoplar los aumentos tarifarios de los incrementos salariales mediante la eliminación del vínculo con el CVS muestra un claro desinterés por proteger el poder adquisitivo de los hogares. Esta postura no solo incrementa la carga financiera del pago de servicios esenciales sobre los consumidores, sino que también pone en riesgo la viabilidad del acceso a servicios básicos como la electricidad y el gas para muchas familias.

El gobierno se enfrenta a una encrucijada: continuar justificando los aumentos tarifarios bajo el pretexto de “pagar lo que cuesta la energía,” mientras las decisiones de política energética no reflejan un compromiso real con la reducción de costos, o implementar un cambio radical en la estrategia, enfocándose en la gestión de los recursos energéticos que priorice la eficiencia, la transparencia y la equidad.

Hasta ahora, las acciones tomadas sugieren que se ha optado por la primera opción.

La empresa de construcciones y servicios Milicic comenzó los trabajos de recrecimiento del nivel de almacenamiento del dique de relaves en la Mina Cerro Negro, ubicada en la Provincia de Santa Cruz.

Milicic arrancó los trabajos para la empresa Oroplata S.A. (Newmont Gold Corp). El proyecto se basa en la ejecución parcial de la Fase 4A del recrecimiento de nivel de almacenamiento del dique de colas o relaves hasta el nivel 788 msnm, aumentando así la capacidad de almacenamiento.

La mina Cerro Negro se encuentra a 65 km de la localidad de Perito Moreno (200 km por caminos), a una altitud de aproximadamente 780 metros sobre el nivel del mar.

Los principales trabajos consisten en excavaciones, movimientos de suelos y rellenos estructurales sobre los muros existentes Muro 2 y Muro 2 Este del dique de colas actual. Asimismo, se prevén tareas de remoción de cubierta vegetal, excavación común, producción de material en cantera, rellenos estructurales con grava patagónica, terminación de taludes, capas de rodamiento y bermas de seguridad.

También se contempla la instalación de instrumentación geotécnica, piezómetros, líneas de vida y defensas metálicas en los muros.

“Para hacer frente a este desafío, Milicic destinará un amplio plantel de mano de obra directa e indirecta altamente calificada, con picos de hasta 150 personas entre oficiales, ayudantes, maquinistas, choferes, capataces, jefes de obra, personal técnico y de apoyo. Se dispondrá de un importante parque de máquinas y equipos propios, que incluye camiones, cargadores, excavadoras, compactadores, topadoras, manipuladores telescópicos, grupos electrógenos, vehículos de transporte de personal y módulos para oficinas, talleres y obradores”, destacó Brenda Martin, jefa de Proyecto.

Una parte muy importante del proyecto consiste en la construcción de nuevos caminos de acceso, servicio y acarreo de materiales en sectores estratégicos como el Distrito Este de la mina. Estas obras incluyen la remoción de cubierta vegetal, excavaciones, rellenos estructurales compensados y con grava patagónica, bermas, capas de rodamiento, alcantarillas de conducción de aguas y canales. Además, se proveerán e instalarán todas las señalizaciones y cartelería de seguridad correspondientes.

“La magnitud de esta obra demandará un estricto control de calidad, seguridad y cuidado del medio ambiente, principios rectores de nuestra empresa. Es un orgullo para la empresa poner una vez más su profesionalismo, experiencia y capacidad al servicio de esta nueva y trascendente obra para la minería argentina en el yacimiento Cerro Negro de Newmont Goldcorp”, concluyó Brenda Martin.

Acerca de Milicic

Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2.000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.

Más información: www.milicic.com.ar

Sobre la base de criterios delineados por el ministro de Economía, Luis Caputo, el Ente Nacional Regulador del Gas oficializó, mediante una serie de Resoluciones, una nueva “adecuación transitoria” de las tarifas para los items Transporte y Distribución a partir de setiembre, que viene a sumarse al aumento dispuesto hace pocos días para el precio del gas puesto en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Entre los considerandos de la medida se hace hincapié en que, “según lo señaló el Ministro de Economía, la adecuación transitoria corresponde “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por el decreto (DNU) 55 del 16 de diciembre de 2023”.

Se aplica así un criterio de suba mensual en base al IPC que la Secretaría de Energía había anticipado como política tarifaria en el arranque de la gestión de Javier Milei.

Dicho decreto (de emergencia) estableció que el Interventor del ENARGAS tiene facultades establecidas por la Ley Marco 24.076, entre las cuales se incluyó la de realizar el proceso de Revisión Tarifaria Integral, y estableció que “hasta tanto culminara dicho proceso podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio”.

Las resoluciones 490 y 491/2024 firmadas por el interventor Carlos María Casares, dispusieron los incrementos para Transportadoras de Gas del Norte (TGN) y para Transportadora de Gas del Sur (TGS) respectivamente, con nuevos cuadros en los que detallan los precios para el suministro Interrumpible, y el suministro en Firme del gas natural originado en las diversas regiones de producción hasta los puntos de destino para consumo.

Asimismo, dispuso para las Distribuidoras de gas por redes domiciliarias una suba de la tarifa específica por el gas suministrado a usuarios Residenciales, Comerciales, Industriales, Entidades de Bién Público, comercializadores de GNC, y para Subdistribuidores. También estableció nuevas tasas y cargos autorizados a cobrar por parte de las empresas a los usuarios del servicio por cuestiones tales como conexión, reconexión, y medidores.

Se trata de las resoluciones 492 a 501 que comprenden a la empresas MetroGas, Naturgy, Litoral Gas, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gasnor, Gasnea, y Redengas, respectivamente.

En los considerandos de las resoluciones se explica que “el Ministro de Economía expresó que en materia de gas natural, el precio PIST (expresado en dólares por millón de BTU) deberá ser incrementado en un SIETE POR CIENTO (7 %) y las tarifas de transporte y distribución en un UNO POR CIENTO (1 %)”.

En el mismo orden, el Ministro agregó que: “…para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3 (ingresos bajos y medios), se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaría de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/24 al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1 (altos ingresos), como así también el límite de consumo de la categoría, por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”(mas alto).

ELECTRICIDAD

Asimismo, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad, a cargo de Darío Arrué, dispuso nuevos montos para las remuneraciones que perciben las compañías transportadoras de energía eléctrica en alta tensión mediantes las resoluciones 580 a 587 (Transba, Transener, Districuyo, Transnoa, Transnea, Transpa, TransComahue, Epen (Neuquén).

También para las distribuidoras del AMBA, Edenor (Resol 588) y Edesur (Resol 589), para las cuales autorizó tarifas medias de $ 103,562 kWh, y de $ 99,164 kWh, respectivamente.

En los considerandos de estas resoluciones también se destaca que “el ministro de Economía estimó imperioso corregir los precios relativos de la economía, entre los cuales se encuentran los precios y tarifas concernientes al sector de energía eléctrica”.

Y “estima razonable y prudente continuar para el mes de septiembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético. Ello, a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por el Decreto 55/2023”.

La R-588 describe que “en ese sentido, comunicó que la tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un CUATRO COMA DOS POR CIENTO (4,2 %), debiéndose reflejar de ese modo las actualizaciones de los precios PEST y las tarifas de distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”.

“Que, por ende, el VAD correspondiente al segmento distribución se incrementará en un TRES POR CIENTO (3 %) con respecto al establecido en la Resolución del ENRE 520 de fecha 2 de agosto de 2024, el precio estabilizado de transporte en un SEIS POR CIENTO (6 %) y el precio estacional en un CINCO POR CIENTO (5 %).

En este sentido se señala que “para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la S.E. (Decreto 465/2024) al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”.

Al respecto cabe referir que el límite de consumo Residencial subsidiado para la categoría N2 (bajos ingresos) es de 350 kWh mensuales, y de 250 kWh/mes para la N3 (ingresos medios).

A modo de referencia, en los anexos de las resoluciones referidas se describe que para un usuario de Edesur N3, Tarifa R3 (consumos de entre 401 y 500 kwh/mes), el Cargo Fijo a facturar es de $ 5.996,15. El Cargo Variable con consumo subsidiado se facturará a $ 53,51 por kwh, pero el excedente de 250 Kwh/mes se facturará a $ 97,92.

En un caso similar de Edenor el mismo tipo de usuario residencial pagará un Costo fijo de $ 6.173,35 y el cargo Variables será de $ 53,36 para los primeros 250 kWh/mes, y $ 97,82 para el excedente.

“El Estado presente consistía en crear precios irreales, a costa de desfinanciar a los sistemas energéticos”, afirmó el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo.

En tal sentido, el funcionario sostuvo que “lo que el Presidente (Javier Milei) define como el peor de los escenarios: Usar el dinero de otros para otros. En @Energia_Ar, nos costó a todos los argentinos +150 mil millones de dólares en 20 años”.

“Y la gente sabe que se vivió una mentira -no debemos subestimarla-, que al final lo barato salía caro porque lo pagaban a través de más inflación”, prosiguió por X.
Chirillo puntualizó que “Por eso, estamos sincerando tarifas para:

Dar señales de precio
Atraer inversiones
Recomponer el sistema
Volverlo autosustentable
Que la tarifa refleje el costo de suministro, incluyendo inversiones obligatorias
Brindar un mejor servicio”.

Fundación YPF realizó el encuentro + Mujeres en tecnología donde se entregaron los diplomas a las egresadas 2024 de Ingenias +, una serie de cursos de programación y diseño web.

Más de 850 mujeres, de 11 localidades, realizaron durante la primera mitad del año cursos gratuitos de: Data Analytics, Data Science, Desarrollo Web Frontend, Desarrollo Backend, Ciberseguridad y Diseño UX/UI.

Gustavo Schiappacasse, Director Ejecutivo de Fundación YPF, sostuvo que el programa Ingenias “busca aportar al cierre de la brecha de género en ciencia y tecnología, a través de la formación en habilidades digitales” y remarcó la importancia de que “más mujeres ingresen al campo tecnológico, así como a la industria energética”.

Durante los encuentros de + Mujeres en Tecnología realizados en Neuquén capital y en la sede de YTEC de Ensenada, se organizó un panel de mujeres profesionales de YPF que transmitieron sus experiencias en el campo tecnológico y su trayectoria en la industria energética. Además, las egresadas participaron del Workshop “Construí Tu Futuro en IT”, donde aprendieron a trabajar con herramientas de Inteligencia Artificial.

Formaron parte del panel cinco especialistas de YPF: Analía Benitez, Gerente de Infraestructura; Silvana Guzmán, Analista de innovación y adopción tecnológica; Mariana Sozzi, Gerente de Data Analytics e INTEL; Lucrecia Montenegro, Consultora de Infraestructura; y Paola Argento, Líder de Diversidad.

Acerca del Programa Ingenias de Fundación YPF

Tiene por objetivo apoyar a las mujeres para que adquieran habilidades digitales que les permitan convertirse en creadoras de tecnología. Todas las actividades son libres, gratuitas y 100 % online; y tienen 3 líneas de acción:

Clubes Ingenias, para chicas de 12 a 18 años en los que aprenden a diseñar y programar una web para resolver un problema de su comunidad y reflexionan en torno a la existencia de brechas de género en las disciplinas STEAM (Ciencia, Tecnología, Ingeniería, Arte y Matemáticas).

Ingenias +, una serie de cursos de diseño y programación web para mujeres de más 18 años.

Incubadora, que brinda capacitación y acompañamiento de ideas, proyectos, emprendimientos o negocios tecnológicos liderados por mujeres.

Los precios de las naftas y gasoils subieron alrededor del 3,5% en estaciones de servicio de todas las marcas en el arranque de setiembre, aunque tal como ocurrió el mes pasado en el área de la Ciudad de Buenos Aires los incrementos fueron superiores, llegando ahora hasta el 6 por ciento. De esta manera se redujo notablemente cierta diferencia (a la baja) que existía entre los precios de comercialización en CABA, y otras principales ciudades del resto del país.

El nuevo ajuste de precios se explica mayormente por una actualización parcial de Impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, la variación de la cotización lnternacional del crudo, y del Peso en relación Dólar en el mes.

Los nuevos precios se han dispuesto en un mercado que observa una merma en la demanda de los (mas caros) combustibles premium. La suba de precios en el rubro combustibles ronda el 80% en lo que va del año.

A modo de referencia cabe indicar que en estaciones de servicio con la marca YPF (la de mayor participación en el mercado) ubicadas en CABA el litro de nafta Súper tiene un precio de $ 1.059 (antes 992), la nafta Infinia pasó a costar $ 1.309 (antes 1.226), el Diesel 500 $ 1.084 (antes 1.032), y el Inficia diesel $ 1.334 (antes 1.312).

Los combustibles de la marca Shell pasaron a costar $ 1.109 para el litro de nafta Súper, $ 1.349 para la VPower Nafta; $ 1.178 para el diesel Evolux, y $ 1.372 para el VPower Diesel. Pueden variar según la zona de ubicación en la Ciudad.

Otro tanto ocurre con las estaciones que operan con la marca AXION, pero en algunas de CABA la nafta Súper cuesta $ 1.151 por litro, la Quantium Nafta $ 1.386, y la Quantium diesel $ 1.490.

El Gobierno Nacional estableció nuevos precios para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que se cargarán a las facturas a partir de septiembre de 2024.

A los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético, el Gobierno Nacional fijó los nuevos valores de producción de gas que se trasladarán a los usuarios.

Dicho traslado se realizará, para todos los usuarios residenciales, manteniéndose las bonificaciones establecidas en la resolución SE 91/24, y los sectores productivos (comercios e industrias) a entre 3,316 USD/MMBTU y 3,505 USD/MMBTU, según la distribuidora.

En los próximos días, el ENARGAS publicará los nuevos cuadros tarifarios considerando los tres niveles de segmentación.

“De esta manera, se busca representar los costos reales y la variabilidad de abastecimiento de gas natural para las empresas distribuidoras, con el objetivo de garantizar las inversiones necesarias para el sector y un uso responsable del suministro”, se comunicó.

PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA (PEST)

Asimismo, el Gobierno Nacional estableció el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), al cual adquieren los agentes distribuidores y otros prestadores de servicios públicos de todo el país. Este se trasladará a las facturas a partir de septiembre de 2024, se informó.

En ese período -y para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos- se fijaron el Precio Estabilizado de la Energía Eléctrica (PEE), Precio Estabilizado del Transporte (PET) y Precios de Referencia de la Potencia (POTREF).

El PEST es valorizado, según los horarios pico (18 a 23hs), valle (23 a 05hs) y resto (05 a 18hs):
● N1 (ingresos altos) y sectores productivos (comercios e industrias): será de entre 61.526 y 65.127 $/MWh.
● N3 (ingresos medios) y N2 (ingresos bajos): Se siguen manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024 de esta Secretaría (Energía).

Sobre la base del PEST aprobado, las autoridades competentes locales definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de distribución, según corresponda, se indicó.

La distribuidora de gas natural por redes MetroGAS presentó su quinto Reporte de Sustentabilidad, estructurado en base a los criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG), y una visión global de su desempeño con relación a principios que apuntan al compromiso con el desarrollo sostenible.

Este reporte 2023, el primero a nivel anual que da a conocer MetroGAS, la distribuidora con mayor número de clientes en Argentina, se reflejan los avances en temas vinculados a la reducción en las emisiones de carbono, la inversión tecnológica y la modernización de la infraestructura, entre otros valores que refuerzan el trabajo para brindar un servicio seguro y confiable, que pone como condición fundamental al cliente en el centro.

Tomás Córdoba, presidente y CEO de MetroGAS, explicó que “con el lanzamiento de nuestro reporte de sustentabilidad, invitamos a conocer cómo estamos construyendo un futuro más sostenible. Hemos trazado una estrategia clara para 2027, que abarca seis líneas de acción clave para abordar nuestros impactos económicos, sociales y ambientales”.

Elaborado bajo Estándares GRI de Global Reporting Initiative y los indicadores SASB (Sustainability Accounting Standards Board), el documento presenta en cada capítulo sus logros y desafíos vinculados a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y, además, realiza una revisión de la contribución de la empresa a la Agenda 2030 propuesta por Naciones Unidas.

Ambiente
MetroGAS alcanzó una reducción del 15% en sus emisiones de carbono en los últimos tres años, lo que equivale a la plantación de más de 50.000 árboles en áreas urbanas. Además, la empresa invirtió el 30 % de su presupuesto anual en la modernización de su infraestructura, mejorando la eficiencia operativa y garantizando la seguridad de sus usuarios.

La gestión de residuos también fue un foco clave, con la entrega de más de 3.000 kilos de materiales reciclables.

También completó el relevamiento de más de 20.000 kilómetros de cañerías, cumpliendo con el 100% de su plan regulatorio.

A partir de una inversión de 15 millones de pesos en tecnología, alcanzó que el 93 % de los trámites se realicen de forma virtual, con lo que mejoró los tiempos de inspección, y redujo la huella de carbono en 832 kilos anuales.

Sociedad
Durante 2023, MetroGAS reforzó su compromiso con la inclusión, el desarrollo de su capital humano y la comunidad. La compañía dedicó más de 27.000 horas a la formación de su personal, promoviendo un entorno laboral diverso y equitativo, y lanzó 8 iniciativas que impactan en 9 Objetivos de Desarrollo Sostenible, abordando desafíos como la igualdad de género y la educación de calidad.

Además, concluyó con el plan trienal del Comité de Diversidad e inició un nuevo desafío para 2024-2026.

La comunidad es un pilar fundamental en las acciones de la compañía. A través de sus principales programas, unas 14.500 personas accedieron durante 2023 a formación técnica y al uso responsable de gas y se brindó apoyo a organizaciones comunitarias, beneficiando tanto a individuos como a familias en situación de vulnerabilidad.

La empresa trabajó en colaboración con 29 instituciones y entidades civiles, y realizó 35 acciones de donación a 26 organizaciones, fortaleciendo su vínculo con la sociedad y promoviendo un impacto positivo y duradero.

Gobernanza

En 2023, en MetroGAS se fortalecieron prácticas de ética e integridad como parte de su compromiso con la gobernanza responsable. Un 97 % de sus colaboradores adhirió al Código de Ética y más de 300 empleados recibieron capacitación específica en temas de integridad.

Además, recibió el reconocimiento por su excelencia en gestión integral, al obtener el Premio Nacional a la Calidad en el nivel oro, un logro que refleja su enfoque constante en mejorar las prácticas y asegurar un impacto positivo en lo económico, social y ambiental.
Para acceder al Reporte: https://sustentabilidadmetrogas.com.ar

El Fondo de Pensiones del Gobierno de Noruega Global, considerado el mayor fondo soberano del mundo, anunció el lunes una inversión de 1000 millones de dólares en energías renovables. El acuerdo se ha alcanzado con la firma de inversión danesa Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) para destinar esta cantidad a su fondo CI V, con especial foco en energía eólica, plantas solares y almacenamiento.

“Este acuerdo nos permitirá invertir en proyectos de energía renovable en etapa de desarrollo. La inversión es una valiosa adición a la cartera que estamos construyendo actualmente. Proporcionará más posibilidades de inversión y exposición a otras partes de la cadena de valor, así como la oportunidad de seguir acumulando conocimientos y experiencia con nuevos mercados y tecnologías”, afirma Mie Holstad, directora de inversiones de Real Assets de Norges Bank Investment Management.

CIP y CI V invertirán en energía renovable centrándose en la energía eólica terrestre y marina, parques solares, redes, distribución y almacenamiento. Las inversiones se distribuirán uniformemente en tres regiones (América del Norte, Europa Occidental y países desarrollados de Asia-Pacífico), según Norges Bank Investment Management (NBIM), el banco público que gestiona el fondo.

“Hemos trabajado durante mucho tiempo para determinar los riesgos de inversión y los riesgos no financieros y estamos satisfechos con nuestra elección de CIP como socio. CIP es un socio industrial experimentado y de buena reputación. Nuestras evaluaciones han demostrado que CIP ha creado valor para los inversores de forma abierta y responsable”, afirma Holstad.

La Secretaría de Energía, bajo la órbita del ministerio de Economía, define por estos días la secuencia de aumentos que habrán de activarse en la estructura tarifaria de los servicios de gas y de electricidad (PIST, PEST, transporte, distribución) desde setiembre.

También, deberá evaluar los resultados de la convocatoria para la inscripción individual en el registro RASE por parte de usuarios que hasta ahora figuran en el Nivel 2 (bajos ingresos-tarifa social) en el esquema de subsidio parcial vigente. La no inscripción hasta el 4 de setiembre los expone a pagar la tarifa plena de estos servicios, tal como ocurre con los usuarios Nivel 1.

Por otra parte, Economía debe resolver si en el arranque de setiembre aplicará una nueva actualización parcial de los impuestos que gravan a los combustibles líquidos (ICL y al Dióxido de Carbono). Además habría una suba por la incidencia del precio internacional del crudo, en alza, y la devaluación del peso en relación al dólar. Esto, en un contexto de menor demanda de combustibles, en particular los premium, en el mercado local”.

Mientras tanto, el Secretario Eduardo Chirillo, destacó por X que: “Bajo el liderazgo del presidente @JMilei y con el gran trabajo de @LuisCaputoAR, empezamos el proceso de dejar atrás un sistema populista que gastaba miles de millones de dólares en subsidios”.

“En estos ocho meses logramos -40,9 % de gasto en subsidios energéticos”. Y U$S 2.934 millones de superávit energético”.

“Estamos recuperando el sector energético, que crece mes a mes”. “Los resultados del cambio de modelo energético ya están a la vista. Abrazamos las ideas de la libertad y adoptamos el modelo exportador, generando divisas para el país”.

“En julio, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los U$S 864 millones, lo que significó un crecimiento del 42 % interanual. El rubro que más se exportó fue petróleo crudo, por un total de U$S 581 millones”, describió.

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Climate Group lanzaron el programa RE100 en Argentina.

La jornada denominada ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’ convocó a grandes empresas y autoridades gubernamentales del país, con el objetivo de impulsar la acción climática, acelerar la transición energética y lograr políticas que permitan que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable, comunicó CADER.

RE100 es un movimiento de liderazgo global que acelera el cambio hacia redes eléctricas con cero emisiones de carbono a nivel mundial para 2040, donde más de 400 de las empresas más influyentes del mundo se comprometen a obtener el 100 % de su consumo eléctrico global de fuentes renovables, impulsando el cambio global y creando la señal de demanda de energía verde.

El rol de CADER será de socio implementador local del programa RE100 en Argentina, a partir del acuerdo firmado a principios de julio del corriente año, tras más de un año de gestiones, incluyendo reuniones en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28), y en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra). Se trata de acelerar el cambio hacia redes eléctricas libres de carbono a nivel mundial para 2040.

Durante el encuentro, que tuvo lugar en la sede de la embajada Británica en Buenos Aires, los expositores destacaron la prioridad de aplicar el programa RE100 a nivel nacional, dado los compromisos ambientales asumidos por el país, el potencial para descarbonizar la matriz y la posibilidad para crear una estructura de mercado eléctrico que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de electricidad renovable.

“La inversión en energías renovables puede crear empleos, generar electricidad más barata y sin emisiones de carbono, contribuyendo al desarrollo de nuestras economías, mientras buscamos mantener a nuestro alcance el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5 grados y cumplir con los compromisos del Acuerdo de París”, afirmó Kirsty Hayes, embajadora británica en Argentina.

“Agradecemos a Climate Group y a la Embajada Británica en Buenos Aires por el apoyo para la realización de este evento. Estamos felices de iniciar esta alianza que permite generar sinergias para el desarrollo del sector renovable”, agregó Martín Parodi, presidente de CADER.

Desde Climate Group reforzaron el compromiso por trabajar en Argentina junto a empresas de servicios públicos o proveedores de electricidad para brindar opciones para la obtención de energías renovables a un costo razonable, promover inversiones directas en proyectos y apoyar un sistema creíble y transparente para emitir, rastrear y certificar Certificados de Atributos Ambientales (EAC) a precios competitivos.

“RE100 reúne a más de 400 empresas globales, todas ellas comprometidas a obtener el 100% de su electricidad a partir de energías renovables. Con CADER como nuestro socio local ayudaremos a los miembros de RE100 y a las grandes corporaciones argentinas a obtener un mayor acceso a la electricidad renovable y acelerar el proceso de descarbonización del país”, afirmó Ollie Wilson, director de RE100, Climate Group.

La junta de accionistas de Petroperú solicitó (27.08.2024) al gobierno de Perú contemplar la posibilidad de aceptar la quiebra o liquidación de la compañía por la grave crisis en la que se encuentra y que ya hace insostenible su gestión.

A través de un comunicado, la junta explicó que el sobrendeudamiento de la empresa estatal “ha deteriorado al extremo sus ratios de solvencia y liquidez”.

El directorio le pidió al gobierno que tome una decisión con carácter de urgencia y que determine cuál será el futuro de la empresa estatal. Para el directorio hay tres salidas posibles: continuar con la inyección de fondos, iniciar su reestructuración o aceptar su quiebra o liquidación.

Recuerda que, el 13 de mayo de 2024, expuso en un comunicado “la crítica situación” en la que se encontraba la empresa, mientras se esperaba una respuesta del gobierno respecto a las acciones recomendadas para asegurar su autosostenibilidad.

El presidente de PetroPerú, Oliver Stark, señaló que el gobierno no adopta medidas desde hace más de 3 meses. Por otro lado, señaló que se conversó con Proinversión (agencia de inversión público privada) para la venta de sus activos.

Stark advirtió que si hasta antes de fin de mes, es decir, en los próximos tres días, no hay una respuesta se verán obligados como directores a dar un paso al costado.

Por otro lado, señaló que un tercio del personal que trabaja en Petroperú se encuentra en proceso de desvinculación voluntaria. La cifra ascendería, según Stark, a 600 trabajadores.

En un primer momento, el directorio de Petroperú propuso la evaluación de la empresa con el objetivo de considerar su privatización, buscando obtener una base financiera más sólida. Sin embargo, esta propuesta fue rápidamente descartada por la Presidencia del Perú.

La demanda de la energía eléctrica del mes de julio registró una suba interanual de 6 %, al alcanzar los 13.226,3 GWh a nivel nacional, siendo el tercer consumo más importante del registro histórico, luego de los 13.592,5 GWh de enero de 2023, y 13.996,3 GWh de marzo de 2023. En el acumulado de los siete primeros meses del año la caída es de -0,4 por ciento, informó la Fundación Fundelec.

En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una suba de 6,1 % y, en todo el país ascendieron en promedio los consumos residenciales, industriales y comerciales. El registro a la suba se explicó en parte por las bajas temperaturas comparadas con el mismo mes del año pasado.

DATOS DE JULIO 2024

En julio último la demanda neta total del MEM fue de 13.226,3 GWh; mientras que el año anterior había sido de 12.471,8 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 6 por ciento.

En julio, existió un crecimiento intermensual del 17,8 %, respecto de junio 2024, cuando alcanzó los 11.223,3 GWh. Además, se registró una potencia máxima de 26.675 MW, el 10 de julio de 2024, lejos del récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de 2024.
En cuanto a la demanda Residencial de julio, representó el 51 % del total país con una suba de 7,1 por ciento respecto al mismo mes del año pasado.

En tanto, la demanda comercial ascendió 5,6 %, siendo el 28 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó el 21 %, con una alza en el mes del orden del 3,8 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido julio de 2024): 7 meses de baja (agosto de 2023, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; abril, -0,4 %; y junio de 2024, -7 %), y 5 meses de suba (septiembre de 2023, 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; febrero de 2024, 7,9 %; mayo, 12,9 %; y julio de 2024, 6 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -0,7 por ciento.

Los registros anteriores muestran que el consumo de agosto de 2023 llegó a los 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; abril, 10.000,2 GWh; mayo, 12.209,5 GWh; junio de 2024, 11.223,6 GWh; y julio de 2024 alcanzó los 13.226,3 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en julio, fueron 21 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: Chubut (42 %), Santiago del Estero (14 %), La Rioja y Salta (11 %), Tucumán y Jujuy (10 %), Catamarca, Chaco, Córdoba y Corrientes (8 %), EDELAP (7 %), Entre Ríos, Santa Fe y San Juan (4 %), EDEN, EDEA y Formosa (3 %), Mendoza (2 %), San Luis (1 %), entre otros.

Por su parte, 4 provincias presentaron descensos en el consumo: Misiones (-11 %), La Pampa (-4 %), Santa Cruz (-3 %) y EDES (-1 %). En tanto, Neuquén y Río Negro mantuvieron el mismo nivel de consumo del año anterior.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 36 % del consumo total país y registraron un ascenso conjunto de 6,1 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 5,9 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió el 6,3 por ciento.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de julio de 2024 fue más frío en comparación con julio de 2023. La temperatura media fue de 10.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 13 °C, y la histórica es de 11.2 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En julio, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.297 GWh contra 2.712 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación del 11,2 %.

Por su parte, la potencia instalada es de 43.788 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % de origen renovable. Asimismo, el despacho térmico fue menor, al mismo tiempo que el consumo de combustible para generar terminó siendo menor si se compara mes a mes a nivel del total.

Así, este mes siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 47 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 23,88 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,51 % y las generadoras de fuentes alternativas 12,97 % del total. Por otra parte, la importación representó el 7,64 % de la demanda cubierta.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), el Global Methane Hub, y el Ministerio de Minas y Energía de Colombia organizaron la Primera Cumbre Regional de Metano.

El encuentro, celebrado en Bogotá, centró su atención en la gestión del metano y en el papel del Observatorio de Emisiones de Metano de América Latina y el Caribe (OEMLAC) en la reducción de estas emisiones en la región.

La cumbre congregó a altos funcionarios del sector energético, organismos internacionales, ONG y empresas del sector del petróleo y gas, quienes destacaron que el metano (CH₄) posee un potencial de calentamiento global 80 veces mayor al del dióxido de carbono (CO₂). La reducción de emisiones de metano es crucial para mitigar el cambio climático, especialmente en América Latina y el Caribe, donde el sector energético es la principal fuente de estas emisiones.

Sergio Díaz Granados, presidente ejecutivo de CAF, subrayó que, históricamente, los bancos de desarrollo han enfocado más sus inversiones en reducir CO₂ que metano. No obstante, resaltó la urgencia de que los responsables de políticas públicas y las entidades financieras colaboren para enfrentar el impacto del metano, un gas que tiene “poder de calentamiento global 80 veces mayor que el CO₂ como gas de efecto invernadero”.

Marcelo Mena, CEO de Global Methane Hub, enfatizó en la necesidad de redirigir inversiones de combustibles fósiles hacia energías limpias y empleos sostenibles. “El 40 % del metano global proviene del sector energético; el resto, de alimentos y residuos. Mitigar el metano puede reducir rápidamente la temperatura, en línea con el Acuerdo de París”, aseguró.

Por su parte, Andrés Camacho, Ministro de Minas y Energía de Colombia, hizo hincapié en el Observatorio de Emisiones de Metano, destacando que su misión es “estandarizar metodologías, garantizar un sistema de inventarios, recopilar datos para políticas públicas y desarrollar capacidades regionales”.

Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, recalcó que el Observatorio, recoge el mandato de los Ministros de Energía de la región y busca apoyar a los países en el cumplimiento de sus compromisos de reducción de metano, promoviendo la descarbonización y una industria de gas natural con bajas emisiones.

Durante la Cumbre, se discutieron los avances del OEMLAC, la importancia de contar con inventarios robustos para la reducción de emisiones, las oportunidades de financiamiento, y las estrategias para la descarbonización en el sector de petróleo y gas.

En el marco de este encuentro también se desarrolló el “Workshop Datos para la Acción”, donde se compartieron las experiencias e iniciativas de los países miembros de OLADE y los esfuerzos desarrollados por cada país para la reducción de metano dentro de su matriz energética.

En esta Primera Cumbre Regional de Metano se subrayó la necesidad de fortalecer la capacidad técnica y mejorar la calidad de los datos en los inventarios de emisiones, especialmente en el sector petróleo y gas, para una gestión más efectiva y transparente en la región y la importancia del financiamiento para la reducción de emisiones, en línea con los objetivos climáticos globales, se destacó.

El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas entre productores para el abasto de gas natural a usinas generadoras durante el mes de setiembre próximo. Las ofertas totalizaron un volúmen de 34.920.000 metros cúbicos diarios.

En primer término el MEGSA realizó la habitual subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural para septiembre 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.

Se recibieron 14 ofertas que totalizaron un volumen de 8.420.000 m3/día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,34 el millón de BTU en el PIST, y U$S 3,59 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Las ofertas llegaron de productores de Neuquén (6), Chubut (2), Noroeste (3), Santa Cruz (2), y Tierra del Fuego (1). Los precios oscilaron desde U$S 3,51 hasta U$S 3,66 el MBTU, puesto en PBA.

Con posterioridad el MEGSA realizó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales. Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de invierno.

En esta oportunidad se recibieron 14 ofertas que totalizaron 26.500.000 m3/día, con un Precio Promedio Ponderado de U$S 4,34 el MBTU puesto en PBA. Las ofertas llegaron desde productores en Neuquén (9), Tierra del Fuego (3), Santa Cruz (1) y Chubut (1). Los precios oscilaron desde U$S 3,84 a U$S 4,57 el MBTU.

YPF, petrolera de mayoría accionaria estatal argentina, dió un paso significativo en su transformación digital al incorporar una solución de inteligencia artificial generativa, llamada GAIA, dentro de su plataforma Y-click!. Este avance ha permitido a YPF optimizar la gestión de sus contratistas y prestadores de servicios, mejorando la eficiencia operativa.

Y-click! es una plataforma digital que centraliza y automatiza la gestión de contratos y el flujo de trabajo de los proveedores de YPF. A través de esta herramienta, los proveedores pueden registrar actividades y facturar servicios de manera electrónica, lo que simplifica los procesos administrativos.

La incorporación de GAIA, un chatbot basado en Azure Open AI Services, mejoró la experiencia del usuario al proporcionar soporte en lenguaje natural. Este asistente virtual es capaz de entender y contextualizar las consultas, ofreciendo respuestas rápidas y precisas.

“Desde la implementación de GAIA, se percibe el impacto positivo sobre las consultas que recibe la mesa de ayuda, permitiendo enfocarse en los casos más complejos”, afirmó Leandro Lestanquet, operador de la mesa de ayuda de Y-click! en YPF.

“El desarrollo del producto se completó con sorprendente rapidez, logrando un prototipo funcional en solo tres meses”, destacó Leandro Masciotta, líder de Tecnología y Procesos en YPF.

Fernando López Iervasi, presidente de Microsoft para Suramérica de habla hispana, también subrayó la importancia de esta colaboración: “Para Microsoft es un orgullo ver cómo YPF crea su propia innovación sobre nuestra plataforma de inteligencia artificial para optimizar sus operaciones, encontrar eficiencias y ser más productiva”.

La construcción e implementación de estas herramientas son el principio de una nueva era que aún tiene mucho por recorrer, pero que demuestran el éxito empresarial impulsado gracias a la tecnología. “A medida que exploremos nuevas funcionalidades, su riqueza y valor seguirán creciendo a la par de la evolución tecnológica”, señaló Nicolás Pérez, líder de Inteligencia Artificial en YPF.

YPF demostró cómo la adopción de inteligencia artificial puede transformar procesos complejos en flujos de trabajo más eficientes y productivos, beneficiando tanto a la empresa como a su red de proveedores, reforzando la seguridad de la información y reduciendo los riesgos de incumplimiento.

PetroChina, el mayor productor de petróleo y gas del país, aumentó su beneficio neto un 3,9% interanual hasta alcanzar 12.440 millones de dólares en el primer semestre de 2024, según informó la compañía . Los ingresos de explotación se dispararon un 5% y se situaron en 224.000 millones de dólares gracias al aumento de la producción de petróleo y gas.

La petrolera obtuvo resultados operativos récord en el primer semestre por tercer año consecutivo y registró una creciente producción de petróleo y gas natural, con un aumento interanual del 1,3% en términos equivalentes de petróleo.

PetroChina también se benefició de la subida de los precios internacionales del petróleo en el primer semestre de 2024 en comparación con el mismo periodo del año anterior.
A principios de año, PetroChina registró su mayor beneficio neto en un primer trimestre, ya que sus ingresos aumentaron un 11% gracias a la estabilidad de los precios del petróleo y al aumento de la demanda y la producción nacionales de gas natural.
La empresa y otros gigantes estatales chinos del petróleo y el gas han impulsado la prospección y producción nacionales en un momento en que el primer importador mundial de crudo busca reforzar su seguridad energética.

La perforación del Pozo-Shenditake 1 superó los 10.000 metros, estableciendo un nuevo récord para el pozo vertical más profundo perforado en Asia, dijo la empresa.
En el mercado descendente, PetroChina respondió a la tibia demanda nacional de combustible y a la «fluctuación» de la demanda del mercado optimizando los recursos de crudo, la carga de procesamiento, la mezcla de productos y los calendarios de mantenimiento de las instalaciones.

Como resultado, sus volúmenes de crudo procesado aumentaron un 3% y la producción de productos refinados un 2,1% interanual. La producción de carburante para aviones aumentó un 42,4% gracias a la recuperación de los vuelos y el aumento de la demanda.

Equinor planea invertir 6.600 millones de dólares anuales en sus operaciones off-short en Noruega, La empresa tiene previsto invertir entre 5.700 y 6.600 millones de dólares al año en la plataforma continental noruega hasta 2035, dijeron Opedal y Kjetil Hove, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración y Producción de Equinor en Noruega.
El objetivo es mantener su actual nivel de producción en el mar de Noruega en torno a 1,2 millones de barriles diarios hasta 2035, dijo Hove.

La empresa también tiene previsto perforar entre 20 y 30 pozos de exploración al año en la plataforma continental noruega hasta 2035.

El aumento de los costos y el desarrollo de los yacimientos impulsarán la inversión en petróleo y gas en las costas noruegas, primer productor de hidrocarburos de Europa Occidental, hasta alcanzar un nivel récord, según los últimos datos de Statistics Norway de principios de mes.

La inversión total en actividades petrolíferas y gasísticas en 2024, incluido el transporte por oleoducto, se estima en un máximo histórico de 24.000 millones de dólares (257.000 millones de coronas), según Statistics Norway en su encuesta del tercer trimestre sobre los planes de inversión de las compañías petroleras.

Las inversiones en petróleo y gas en alta mar en Noruega también seguirán siendo elevadas en 2025. El año que viene, las empresas esperan invertir un total de 22 450 millones de dólares (240 000 millones de coronas), según la última encuesta. Esta estimación es un 11% superior a las previsiones de las empresas en la anterior encuesta de mayo, según la oficina de estadística.

Víctor Rodríguez Padilla será el director general de Petróleos Mexicanos (Pemex) a partir del 1 de octubre próximo.

Rodríguez Padilla es físico y maestro en Ingeniería Energética por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) —donde ahora es profesor de postgrado—, así como doctor en Economía de la Energía por una casa de estudios en Francia. Tiene 42 años de experiencia en el sector energético y, entre otros cargos, se desempeñó como asesor en diversas instituciones gubernamentales, incluyendo el Senado de la República, la Cámara de Diputados, la Auditoría Superior de la Federación, el Consejo de la Judicatura y la Suprema Corte de Justicia de la Nación mexicana.

Elon Musk, para sorpresa de todos, sale en defensa de la industria del petróleo: “No debemos vilipendiarla”

Elon y Donald se citaron en X para una charla-entrevista que duró dos horas, y allí se hablaron de muchas cosas. Las declaraciones del fabricante de autos eléctricos fueron sorprendentes:
“Mis opiniones sobre el cambio climático y el gas natural son bastante moderadas. No creo que debamos vilipendiar a la industria del gas natural y del petróleo ni a las personas que han trabajado muy duro en esas industrias para proporcionar la energía necesaria para sustentar la economía. Queremos avanzar hacia una economía energética sostenible porque, en algún momento, se acabará el petróleo y el gas, no es algo infinito. Y existe cierto riesgo, pero no es tan alto como mucha gente dice que es con respecto al calentamiento global” ¿Cuánto tiempo, entonces, podemos esperar hasta ponerse las pilas para combatir de verdad el cambio climático? Para Elon Musk, la transición hacia una economía energéticamente sostenible se podría dar de “50 a 100 años”. Su compañero de charla, Donald Trump, ve más margen todavía: “100 a 500 años”.

 TGN finalizó las obras de readecuación en sus plantas compresoras de Deán Funes y Ferreyra, que junto a las modificaciones realizadas por la compañía en octubre de 2023 en sus plantas Tío Pujio y Leones, constituyen una etapa intermedia en el proyecto de reversión del Gasoducto Norte.

Con estos cambios en Deán Funes y Ferreyra, TGN podrá movilizar el gas natural en sentido inverso desde la provincia de Córdoba hasta Tucumán y Salta, permitiendo dinamizar en los próximos meses el abastecimiento a hogares, industrias y centrales de generación eléctrica de dichas provincias con gas de Vaca Muerta.

Los 10 millones de metros cúbicos diarios que hoy llegan al centro del país, escalarán a 15 millones de metros cúbicos diarios. Esto será posible una vez que finalicen las obras de construcción del gasoducto de 36 pulgadas y 122 kilómetros entre Tío Pujio y La Carlota y el tendido de los primeros 31 kilómetrosde los 62 totales del loop de 30 pulgadas sobre el Gasoducto Norte entre las plantas de Tío Pujio y Ferreyra.

Las obras ejecutadas por TGN en ambas plantas compresoras constituyen una etapa intermedia mientras se completan las obras de reversión definitiva de cuatro plantas del gasoducto de TGN, en el marco del Proyecto de Reversión del Gasoducto Norte que está llevando adelante el Estado Nacional.

Tanto Deán Funes como Ferreyra se encuentran ubicadas en la provincia de Córdoba. La primera cuenta con 9.700 HP de potencia instalada y fue inaugurada en noviembre de 1960, mientras que Ferreyra, inaugurada en marzo de 1989, cuenta con 3.060 HP de potencia instalada.

Acerca de TGN

TGN es operadora regional de ductos y proveedora de soluciones para el desarrollo de proyectos energéticos.

Opera y mantiene alrededor de 11.100 km de gasoductos de alta presión, 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40 % del gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

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

Su experiencia en la industria y su equipo de profesionales le permiten brindar servicios de alta especificidad para  la industria nacional y regional.

El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56 % del capital social; el 24 % le pertenece a Southern Cone Energy Holding Company Inc. y el 20 % restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

YPF Luz y McEwen Copper, subsidiaria de la minera internacional McEwen Mining, firmaron un memorando de entendimiento (MDE) que permite a las compañías negociar de manera exclusiva para asegurar el abastecimiento de la demanda del proyecto Los Azules, en la provincia de San Juan, con energía de fuente renovable.

El acuerdo prevé, además, la conexión del proyecto al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante una línea de alta tensión cuyo diseño, construcción y financiamiento estará a cargo de YPF Luz, mientras que la energía a suministrar provendrá de activos renovables de la compañía conectados al SADI.

Michael Meding, VP de McEwen Copper y gerente general del proyecto Los Azules, manifestó que “Los Azules va a cumplir un rol clave para la Argentina y para el mundo con una contribución importante en la descarbonización. El potencial geológico que tiene posicionará a San Juan en el mapa internacional de los recursos para la transición energética y en ese lugar, YPF Luz es un aliado estratégico para cumplir con nuestro objetivo de ser 100% renovables”.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “Estamos felices de dar este nuevo paso con
McEwen Copper y contribuir a viabilizar la producción de cobre sustentable, fundamental para la transición energética. Este acuerdo demuestra nuestro compromiso con brindar soluciones energéticas integrales que se adaptan a las necesidades de cada cliente, en este caso con obras eléctricas que permiten al proyecto abastecerse de energía confiable y renovable”.

El MDE robustece la alianza entre ambas compañías que comenzó a principios de 2023 con la firma de un acuerdo inicial para trabajar en conjunto en la búsqueda de soluciones que garanticen el suministro eléctrico a Los Azules.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía líder en generación de energía eléctrica, que opera desde 2013. Tiene más de 15 activos en 7 provincias, con una capacidad instalada de 3,2 GW desde donde genera energía al mercado mayorista e industrial.

Está construyendo otros 418 MW de energía solar y eólica en proyectos ubicados en las provincias de Córdoba, Mendoza y Buenos Aires. YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.

McEwen Copper, subsidiaria de McEwen Mining Inc. (MUX-NYSE-TO), es una compañía enfocada en el desarrollo de proyectos de cobre. Su nave insignia, Los Azules, es un yacimiento ubicado en la provincia de San Juan.

Los Azules es uno de los proyectos de cobre más grandes y prometedores a nivel mundial, con un potencial de producción significativo que posicionará a McEwen Copper como un líder en la provisión de metales esenciales para la transición energética global. Este proyecto se desarrolla en alianza con socios estratégicos como Stellantis, un referente global en la fabricación de vehículos, y Nuton, una subsidiaria de Rio Tinto especializada en tecnologías avanzadas para la extracción eficiente y sostenible de cobre.

En el mes de julio se registraron cifras históricas en la producción de hidrocarburos para la Argentina, destacó la Secretaría de Energía.

Con 151.7 MMm3/d de gas el país logró un crecimiento interanual de 9,8 % en relación al mismo mes de 2023. Se trata del mayor volumen de los últimos 21 años.

Por su parte, en petróleo se registró en julio un aumento interanual de 9,1 % al alcanzar los 682,7 miles de barriles diarios de producción. Este número representa la mejor performance para ese mes en 20 años y, además, implica un crecimiento de 1,8 % respecto a junio de 2024.

En el caso del petróleo, el crecimiento de la producción se encuentra en relación directa al mayor aporte no convencional proveniente de la formación Vaca Muerta.

Al poner el foco en los no convencionales, se registra que Vaca Muerta aportó el 56,6 % del total de la producción petrolera y 54,8 % del total de la gasífera. La formación generó 386,2 mil barriles diarios y 83,1 MMm3/ de gas, cifras que constituyen un incremento del 1 % y 2 % en relación al mes previo.

En su conjunto, para el mes de julio, la actividad hidrocarburífera presenta un crecimiento que abarca a todo el territorio nacional: con 106 pozos de desarrollo en perforación se consolida un aumento de 18 % en relación al mes previo, se indicó.

A través del Decreto 749/2024, el Gobierno Nacional reglamentó el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ideado para atraer inversiones que superen un umbral mínimo -de U$S 200 millones-, siendo a su vez proyectos de larga maduración y que generen puestos de empleo y fomenten la actividad productiva del país, comunicó el ministerio de Economía.

El Régimen fomenta proyectos donde los ingresos, durante los primeros 3 años, no superen el 30 % de la inversión total. Se trata de inversiones superiores a los 200 millones de dólares, por lo que el capital, en general, proviene mayormente de inversores extranjeros. Sin embargo, no es excluyente para la industria nacional, se destacó.

“Se espera que el RIGI impulse a la economía, se proyecta que permitirá triplicar el nivel de las exportaciones en una década a través de una serie de beneficios impositivos, aduaneros, y cambiarios, de forma de poder competir con los regímenes que existen en la región y en el mundo”, señaló el M.E.

En la reglamentación del RIGI, está previsto que algunos de los sectores alcanzados por la medida sean la foresto industria, el turismo, la infraestructura, la minería, la tecnología, la siderurgia, la energía, el petróleo y gas. Estos sectores tendrán un plazo de dos años para adherirse a partir de la entrada en vigencia del Régimen. Asimismo, podrán adherirse los vehículos de proyecto único que sean titulares de una o más fases de un único proyecto que califique como “Gran Inversión”. Estas deberán tener por único y exclusivo objeto llevar a cabo una o más fases de dicho proyecto.

Sectores alcanzados por el RIGI (Ley 27.742)

De acuerdo con un Anexo del Decreto reglamentario, son los previstos en el artículo 167 de la Ley 27.742:
(i) Sector de forestoindustria. Las actividades cuyo principal insumo para la obtención de productos sea la madera e incluyen la implantación de bosques.

(ii) Sector de turismo. Las actividades que tengan por objeto el servicio de hospedaje y alojamiento.

(iii) Sector de infraestructura. Las actividades que tengan por objeto la construcción de:

estructuras físicas, redes y/o sistemas públicos y/o privados necesarios para el correcto funcionamiento de la logística y el transporte vial, terrestre, marítimo, fluvial, portuario o ferroviario y aeroportuario; estructuras físicas, redes y/o sistemas, públicos o privados que tengan por objeto el desarrollo de proyectos de esparcimiento; estructuras físicas, redes y/o sistemas, públicos y/o privados, necesarios para el correcto funcionamiento de los servicios públicos, así como los servicios declarados de interés tales como la asistencia sanitaria, salud, educación, telecomunicaciones y defensa y seguridad.

La infraestructura accesoria, propia y necesaria para el desarrollo de cualquiera de los demás Sectores previstos en esta norma, se computará como parte de la inversión correspondiente en dichos Sectores.

(iv) Sector de minería. Las actividades de prospección, exploración, desarrollo, preparación, extracción y explotación de sustancias minerales comprendidas por el Título I de la Ley 1.919, así como los procesos comprendidos en el inciso b) del artículo 5 de la Ley 24.196.

(v) Sector de tecnología. Las actividades cuyo objeto principal sea la producción de bienes y servicios tecnológicos, tanto en su aspecto básico como aplicado, de carácter innovador, en: biotecnología, nanotecnología, movilidad en base a nuevas tecnologías de motorización y tecnologías de transición energética, industria aeroespacial y satelital, industria nuclear, industria del software, industria robótica, inteligencia artificial, industria armamentística y de defensa.

(vi) Sector de siderurgia. Las actividades de industrialización y/o procesamiento del mineral de hierro, el acero y/o sus aleaciones para la obtención de productos en formas primarias y/o productos elaborados.

(vii) Sector de energía. Las actividades de generación; almacenamiento; transporte y/o distribución de energía eléctrica de fuentes renovables y no renovables; de producción de otras energías bajas en carbono; bioenergía; y la captura, transporte y almacenamiento de dióxido de carbono.

(viii) Sector de petróleo y gas. Las actividades relativas a:

La construcción de plantas de tratamiento, plantas de separación de líquidos de gas natural, oleoductos, gasoductos y poliductos e instalaciones de almacenamiento;

El transporte y almacenamiento de hidrocarburos líquidos y gaseosos;

La petroquímica, incluyendo la producción de fertilizantes, y refinación;

La producción, captación, tratamiento, procesamiento, fraccionamiento, licuefacción de gas natural y transporte de gas natural destinado a la exportación de gas natural licuado, así como las obras de infraestructura necesarias para el desarrollo de la referida industria; y la exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa afuera.

Para calificar como “Gran Inversión” deberá existir un monto en activos computables igual o superior a 200 millones de dólares; debe completarse dicho monto antes de la fecha límite comprometida en el Plan de Inversión; deberán prever para el primero y segundo año, una inversión mínima en activos computables igual o superior al monto que fijará oportunamente la Autoridad de Aplicación; y como condición de permanencia en el RIGI, deberán prever el cumplimiento de al menos el 40 % del monto mínimo dentro de los dos primeros años desde la aprobación de la solicitud de adhesión.

“En esta etapa, el RIGI representa una gran oportunidad para impulsar el desarrollo de territorios que hoy no tienen servicios de ningún tipo. Permitirá generar trabajos, e impulsará la aparición de pymes proveedoras de bienes y servicios en distintos sectores económicos”, argumentó Economía.

Montos mínimos. Activos computables. Inversión de largo plazo

A los efectos de lo dispuesto por los artículos 172 y 173 de la Ley 27.742, los montos mínimos de inversión en activos computables por sector o subsector productivo, netos de IVA, son:

Forestoindustria U$S 200.000.000

Turismo U$S 200.000.000

Infraestructura U$S 200.000.000

Minería Exploración U$S 200.000.000

Minerales de primera y segunda categoría del Código de Minería de la Nación (excluidos potasio y litio) U$S 200.000.000

Potasio y litio U$S 200.000.000

Minería de la tercera categoría del Código de Minería de la Nación U$S 200.000.000

Tecnología U$S 200.000.000

Siderurgia U$S 200.000.000

Energía U$S 200.000.000

Petróleo y Gas Explotación y producción de costa afuera U$S 600.000.000

Explotación y producción de gas destinado a la exportación U$S 600.000.000

Transporte y almacenamiento U$S 300.000.000

La Secretaría de Energía autorizó volúmenes adicionales para exportar gas natural con el objetivo de potenciar al máximo el perfil exportador del país, generar mayores ingresos de divisas y contribuir al superávit fiscal, se comunicó.

En este sentido, el Gobierno Nacional definió abrir a la libre competencia de exportación, una vez reconocidos los derechos preferentes del Plan Gas.Ar y evaluadas las proyecciones que garantizan la seguridad del suministro interno, se indicó.

De esta manera, la iniciativa implica una ampliación de los cupos de exportación de gas y el permiso para generar contratos de 4 años de duración. Se trata de la primera vez en los últimos 20 años que se van a hacer contratos de exportación de gas plurianuales.

“La medida va en línea con la reciente visita del Presidente Javier Milei a Chile, en la cual el eje fue ampliar la integración regional e identificar un camino para ir aumentando las exportaciones de gas natural al país trasandino”, se explicó.

Además, la decisión se encuadra en los principios de la Ley Bases en términos de que se pretende maximizar la renta del país, garantizar la seguridad del suministro, potenciar el perfil exportador del país y mejorar la balanza de pagos de la Argentina.

Una dotación de más de 40 bomberos extinguieron el fuego que a las 16.30 del jueves se produjo en una línea de hidrocarburos en la Refinería del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi, de YPF, en la ciudad de Ensenada.

Trabajaron en el lugar, además, brigadistas de YPF, de Ensenada y Berisso con el apoyo de efectivos de Prefectura Naval Argentina. No hubo heridos ni evacuados, comunicó la Compañía.

El incendio se produjo en una línea en la zona de tanques de producto refinado y fue contenido. Se bloquearon todas las líneas de flujo de producto, lo que permitió contener la situación y evitar el riesgo de propagación.

La Compañía conformó de inmediato un Comité de Crisis en la misma refinería para atender la emergencia y se estableció comunicación permanente con las autoridades de seguridad de los municipios y de la provincia.

Por el incendio se instaló en zona un móvil de análisis de Calidad de Aire de Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires sin que se hayan detectado riesgos en la zona.

Además, se desplegó un amplio operativo en el marco del Plan de Respuesta ante Emergencias con Impacto en la Comunidad (PREIC) que conforman los municipios de Ensenada, Berisso y La Plata, describió YPF.

OPINION

Tras la decisión del gobierno de Javier Milei de eliminar los precios máximos de referencia para las garrafas, habilitando así a que los precios de dicho producto se puedan fijar sin tope de precios, el Frente Renovador cuestionó la medida porque denota “falta de sensibilidad con los sectores más lastimados por la crisis económica, ya que son más de 5 millones los argentinos que se abastecen con gas en garrafas”.

En declaraciones periodísticas, el ex titular de Enarsa, Agustín Gerez, expresó que “Esta medida marca la insensibilidad que tiene el gobierno con los sectores más lastimados por la crisis económica, que son los sectores que no tienen acceso a red domiciliaria de gas, como sí tienen esos mismos funcionarios que cuando llegan a sus hogares prenden la estufa y se calefaccionan, mientras que más de 5 millones de argentinos que se abastecen con garrafas”.

Gerez consideró además que, al desregular el precio, lo que le estás transmitiendo a las empresas de garrafas es que pueden poner el precio que quieran en cualquier lugar del país, no solo en zonas rurales”. Y añadió: “hay una desprotección inhumana al consumidor”.

La medida de la Secretaría de Energía elimina el precio máximo de la garrafa trayendo como consecuencia la posibilidad de que las empresas impongan el valor sin techo, ni recibir sanciones las distribuidoras que sobrecarguen los precios, posibilitando así “un abuso sobre los bolsillos de los consumidores”.

Gerez, quien integra los equipos técnicos del Frente Renovador, reflexionó acerca de la política energética que impone el gobierno de Javier Milei: “La energía a precios caros como estamos viviendo hace una economía inviable, porque todos los productos encarecen, y esta caída del consumo se da porque estamos viviendo ese proceso de mayor costo en bienes y servicios, afectando la vida cotidiana”.

Para el ex titular de Enarsa, “la energía no tiene que ser regalada sino tener un precio asequible, como tienen en todo los países del mundo. Con salarios mínimos de 1.800 euros, se podría pagar una energía más cara como sucede en Europa, pero con un salario de 400 dólares como en Argentina, no es posible llevar la energía a precios internacionales”, afirmó.

La unión de empresas constructoras Techint-Sacde informó que esta semana finalizó los 100 kilómetros del nuevo gasoducto de 36 pulgadas de diámetro situado en la provincia de Córdoba. Se trata de los Renglones 2 y 3 del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio- La Carlota que permitirá, una vez finalizada la reversión, reemplazar el gas de Bolivia y abastecer a las provincias del norte del país desde Vaca Muerta.

Las empresas alcanzaron en forma anticipada la condición de Apto para Funcionar (APF), adelantando las fechas previstas en el contrato y sus condiciones vigentes. La ejecución fue realizada para Energía Argentina SA (Enarsa), bajo la modalidad de contrato EPC (ingeniería, suministros y construcción).

Durante la construcción del ducto se alcanzó un promedio de 3 kilómetros diarios de avance en la cuadrilla de soldadura ejecutadas en un solo frente, alcanzando un récord para este tipo de proyectos, se destacó.

Este hito fue posible gracias a tecnologías como la soldadura automática y la planta de doble junta, entre otras, que permitieron reducir los tiempos de ejecución. Estos sistemas, utilizados en simultáneo por primera vez en el país por la UTE en el tendido del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), posibilitaron realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimizar errores y dar previsibilidad al ritmo de producción.

La construcción de los 100 km del Gasoducto de Integración Federal tuvo como desafío la ejecución de más de 30 cruces especiales, como rutas provinciales, arroyos y ríos. En el pico de la obra, trabajaron más de 1.100 personas y se movilizaron más de 500 equipos de construcción, se describió.

El obrador principal se instaló en la localidad de Etruria y en Ticino se emplazó el campamento principal. Para su desarrollo fue necesario transportar más de 8.000 tubos de 12 metros desde Buenos Aires a Córdoba, lo que equivale a más de 2.000 viajes de camiones cargadores que recorrieron más de 1.300.000 kilómetros, sin incidentes.

La reversión del Gasoducto Norte es una obra que amplía el sistema de transporte de gas de la Argentina y que permitirá llevar el gas producido en Vaca Muerta a las provincias del norte, reemplazando importaciones de Bolivia, para abastecer a nuevas industrias y hogares, generar energía eléctrica y potenciar el desarrollo de nuevas actividades productivas como la minería de litio.

Posibilitará además la exportación de más gas natural al norte de Chile, y a la propia Bolivia, cuyas reservas están mermando. Se analiza también la exportación de gas natural de Argentina a Brasil utilizando la infraestructura de ductos Bolivia-San Pablo.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, visitó la plataforma offshore Fénix, que es operada por la empresa TotalEnergies a 60 kilómetros mar adentro de la costa de Tierra del Fuego.

Desde esta plataforma ya se está perforando el primero de tres pozos. El proyecto implica una inversión de 700 millones de dólares por parte del Consorcio CMA-1, integrado por TotalEnergies y sus socios Wintershall Dea y Pan American Energy.

Se espera que en su pico de producción, la plataforma llegará a producir 10 millones de metros cúbicos por día de gas natural, con destino al mercado interno de Argentina.

En ese sentido, Chirillo afirmó: “Esta plataforma es una muestra clara de que los privados invierten y apuestan por nuestro país. Generando empleo genuino y, en este caso, ayudando a la Argentina a aumentar el suministro de gas natural”.

Por su parte, Catherine Remy, la directora general de TotalEnergies sostuvo: “Fénix es la sexta plataforma que instalamos en Tierra del Fuego y lo hacemos con el mismo espíritu pionero con el que empezamos en 1978. Estamos convencidos de que Argentina tiene un enorme potencial”.

El secretario estuvo acompañado por la directora general de la filial argentina, Catherine Remy; y el director de Operaciones, Joaquin Lo Cane.

La Secretaría de Energía aprobó la tarifa máxima aplicable por los próximos cinco años a los cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos efectuado a través del Oleoducto “Sierras Blancas – Allen”, cuya traza atraviesa las Provincias del Neuquén y Río Negro, en el valor de U$S 6,92 por Metro Cúbico (m3).

La tarifa aprobada, indicó la Secretaría en la Resolución 219/2024, surge del cálculo realizado por la Dirección Nacional de Transporte e Infraestructura, y no incluye el Impuesto al Valor Agregado (IVA).

La metodología utilizada para el cálculo de la tarifa que se apruebó se basa en el modelo de flujo de fondos quinquenal, equivalente a la obtención de un valor que remunere los costos de operación y mantenimiento, la amortización del capital invertido y una rentabilidad razonable, indica la Resolución en sus considerandos.

Las empresas concesionarias, en su carácter de transportistas del mencionado oleoducto, no podrán cobrar tarifas superiores a la aprobada por la S.E. y deberán informar anualmente, durante el mes de junio, las tarifas efectivamente aplicadas a sus cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos, a través de una Declaración Jurada.

Las empresas concesionarias de este ducto son SHELL ARGENTINA S.A., PLUSPETROL S.A. y PAN AMERICAN ENERGY S.L. SUCURSAL ARGENTINA.

La R-219, ya oficializada, indica además que las concesionarias deberán presentar los contratos de transporte celebrados entre el transportista y el cargador en el período que abarca los meses de julio a abril de cada año calendario, en copia certificada por escribano público, dentro de los TREINTA (30) días de su suscripción.

Mediante el Decreto 142/2023 se otorgó a las empresas GAS Y PETRÓLEO DEL NEUQUÉN S.A., SHELL ARGENTINA S.A., PLUSPETROL S.A. y PAN AMERICAN ENERGY S.L. SUCURSAL ARGENTINA la concesión de transporte para el oleoducto que se extiende desde el área Sierras Blancas, en Neuquen, hasta la Estación de Bombeo del sistema troncal operada por OLEODUCTOS DEL VALLE S.A., situada en la localidad de Allen, en Río Negro (Oleoducto “Sierras Blancas – Allen”).

SHELL ARGENTINA S.A. solicitó a Energía la aprobación de la tarifa máxima aplicable a los cargadores por el transporte de hidrocarburos líquidos efectuado a través del citado oleoducto. PLUSPETROL S.A. y PAN AMERICAN ENERGY S.L. SUCURSAL ARGENTINA, en su carácter de cotitulares de la citada concesión prestaron conformidad a la solicitud de SHELL.

Con posterioridad, las empresas concesionarias referidas efectuaron una presentación conjunta mediante la cual modificaron el valor de la tarifa propuesta originalmente, refiere la Resolución.

Asimismo, se hace hincapié en que el Decreto 44/91 establece que el transporte de hidrocarburos líquidos será ejecutado como servicio público, asegurando el acceso abierto y libre al sistema de transporte a todo aquel que lo requiera, sin discriminación y por la misma tarifa en igualdad de circunstancia, siempre que exista capacidad disponible.

Mientras sus instalaciones tengan capacidad vacante y no existan razones técnicas que lo impidan, los concesionarios estarán obligados a transportar los hidrocarburos de terceros sin discriminación de personas y al mismo precio para todos en igualdad de circunstancias, pero esta obligación quedará subordinada, sin embargo, a la satisfacción de las necesidades del propio concesionario.

El Decreto 115/2019 dispone que los titulares de concesiones de transporte de hidrocarburos líquidos –como es el caso del Oleoducto “Sierras Blancas – Allen”– podrán asegurar capacidad de servicio en firme a cualquier cargador interesado mediante contratos de reserva de capacidad, los cuales podrán ser libremente negociados en cuanto a su modalidad de asignación, precios y volúmenes.

En oportunidad de presentar el Reglamento Interno que rige la relación contractual entre el cargador y el transportista en cumplimiento de la Resolución 571/2019, SHELL ARGENTINA S.A informó que el OCHENTA POR CIENTO (80 %) de la capacidad del aludido oleoducto se encuentra afectada a contratos en firme.

En tal sentido, el VEINTE POR CIENTO (20 %) de la capacidad no contratada y la capacidad contratada no utilizada se encuentra sujeto a la tarifa que se aprobó ahora.

Con una inversión superior a los 30.000 millones de dólares, China avanzará con cinco proyectos nucleares con un total de 11 reactores. Estos nuevos puntos de generación de energía estarán situados en las provincias de Jiangsu (este), Shandong (este), Cantón (sureste), Zhejiang (este) y Guangxi (sureste).

Seis de esos reactores estarán a cargo de subsidiarias de la estatal China General Nuclear Power Group (CGN), y se espera que varios de ellos sean del tipo Hualong One, de tercera generación y desarrollados por el país asiático.



China National Nuclear Corporation (CNNC) construirá otros tres y State Power Investment Corporation (SPIC) levantará los otros dos. Ambas son también firmas de titularidad pública.

Uno de los proyectos operados por CNNC, el de Xuwei (en Jiangsu), incluirá un reactor de cuarta generación refrigerado por gas, capaz de suministrar tanto calefacción como electricidad y con medidas de seguridad más avanzadas.
Actualmente, hay 56 reactores operativos en China que producen un 5% de la demanda total de electricidad.

Dentro de sus planes de seguridad energética y de reducción de emisiones, las autoridades chinas están apostando por la energía atómica y por renovables como la eólica o la solar. El objetivo de Pekín es que la proporción de la nuclear sobre el ‘mix’ energético se duplique desde ese 5% hasta el 10% hacia 2035.

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) evaluó junto a Siemens Argentina primeros resultados de la implementación de la plataforma EnergyIP Meter Data Management (MDM), para monitorear y mensurar de forma inteligente a los 267.750 medidores inteligentes y telemedidos ubicados en la ciudad de Córdoba y el Gran Córdoba. Este MDM es el primero en instalarse en Argentina y se suma a los que la empresa de tecnología ya ha implementado en Colombia y Brasil.

EPEC, quien provee servicios eléctricos a más de 1.3 millones de usuarios en la provincia de Córdoba, dio un paso importante en la modernización de su infraestructura eléctrica con la implementación de la plataforma del MDM de Siemens, a partir de la licitación pública lanzada en 2021, en la cual la compañía alemana fue elegida para brindar los servicios de la plataforma EnergyIP MDM, con una cantidad inicial de 120,000 licencias para clientes industriales, comerciales y domiciliarios.

Este proyecto, con una duración estimada de dos años para su implementación, abarcó la integración exitosa de medidores eléctricos de múltiples marca, además de los sistemas enfocados en el área comercial, de atención al cliente y de gestión técnica de cuadrillas de EPEC.

En agosto de 2023, el proyecto entró en funcionamiento y desde entonces más de 100 millones de datos se reciben por día a través de la medición inteligente, más de 3.900 kilómetros de redes han sido relevadas, el 69.32 % de la energía es facturada con esta tecnología lo cual representa que el 18 % de los usuarios de EPEC cuenta con este tipo de medidores y telemedición.

Hoy en día, hay 3.303 centros de transformación digitalizados y telemedidos, es decir el 66 % de los centros que cuenta la ciudad de Córdoba. En esta primera etapa del proyecto se estimó medir remotamente el 100 % de la zona A (Córdoba capital) de la ciudad en el 2024 y se espera que para diciembre de este año se cumpla dicho objetivo con más de 4.832 equipos de monitoreo, teniendo como meta de máxima llegar al 100 % de los usuarios con esta tecnología.

El Director de Infraestructura Inteligente en Siemens Argentina y Uruguay, Nicolás Bin, sostuvo que “Estamos muy orgullosos de introducir en Argentina la primera plataforma de Grid ScaleX MDM de la mano de EPEC, para elevar a estándares internacionales el suministro y monitoreo de su red eléctrica en Córdoba”.

“Con el MDM, tienen acceso y gestión directa a los consumos de sus clientes, desde domiciliarios como comerciales e industriales; de manera precisa y constante con el objetivo de brindar el mejor servicio de suministro eléctrico, incentivar la eficiencia energética a partir del conocimiento certero de los consumos, anticiparse a posibles fallas y reducir la necesidad de visitas en campo a fin de contribuir a la disminución de la huella de carbono emitida por las cuadrillas”, describió.

La plataforma de medición inteligente, al contar con información en tiempo real 24/7, informa permanente la cantidad de watts consumidos por día, emite reportes según la periodicidad que se estipule (cada 15, 30 minutos o por hora). De esta forma, EPEC puede anticiparse en la identificación de algún problema generado por sobrecarga o incidente, identificar pérdidas técnicas y no técnicas.

El clima es un factor que puede originar problemas en la red eléctrica, tanto en líneas y transformadores, por sobreconsumo o disminución en los niveles de tensión. Al contar con la información en tiempo real, se pueden prevenir cortes y anticiparse al reclamo del clientes.

De igual manera, el MDM hace un estudio de la red y los activos con el fin de evitar la producción de sobretensiones y subtensiones que pueden dañar los equipos de los usuarios. También facilita la trazabilidad ante incidencias de artefactos quemados.

Claudio Puértolas, Presidente de EPEC, señaló que “La información que nos brinda el MDM, analiza variables clave, como es la respuesta oportuna-e incluso anticipada- de reclamos por falta de servicio, corte y reconexión a distancia.

También facilita el control de lectura online por consultas del usuario y así evitar errores de facturación. Otro punto relevante, es que permite informar al usuario sobre excesos de consumo y así generar nuevos hábitos de uso de la energía en pos de alcanzar eficiencia en la red”.

Nicolás Bin agregó que “la tecnología con la que cuentan los medidores inteligentes y las actualizaciones aplicadas a aquellos de 2ª y 3ª generación, están transformando los modelos de negocio de las empresas de servicios públicos encargadas de la medición y suministro de electricidad, agua, gas y calefacción en el mundo”.

Por su parte, Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), aseguró que todas las distribuidoras están trabajando en la transición energética y, al mismo tiempo, que las redes están en proceso de readaptación a la demanda para reforzar el sistema eléctrico.

“Vemos cambios importantísimos en este sector donde antes la energía se generaba fuera de las áreas de consumo, se transportaba y nos encargábamos de llevarla a cada casa. Ahora, la nueva tecnología permite que el usuario pueda ser su propio generador, y vender su eventual excedente a la red. Esto lleva a las tres D: descentralización, digitalización y descarbonización. Si bien puede que sean posibles en el corto plazo, entendemos que las redes de distribución van a ser siempre necesarias. Vamos a dejar de ser distribuidores de energía y pasar a ser administradores de esa energía”, agregó Bulacio.

Este sistema está implementado en Europa, Estados Unidos, Canadá, Colombia, Chile y Brasil; automatizando las redes eléctricas a través de medición a distancia, cibersegura y dando soluciones a necesidades como identificación de consumos, sobrecarga de la red, pérdidas técnicas y no técnicas, mantenimiento preventivo y resolución de incidentes antes del reporte por parte de los usuarios.

Raízen, licenciataria de la marca Shell, formó parte de una nueva edición del Gran Premio Shell Buenos Aires, que se llevó a cabo en el mítico Autódromo Gálvez, potenciando a los pilotos por quinto año consecutivo con Shell V-Power, el combustible oficial de todas las categorías de la ACTC, que se destaca por brindar máxima potencia y aceleración a los motores de carrera.

En este escenario icónico de Bs As, la marca contó con más de 400 invitados que disfrutaron de actividades interactivas tanto en el espacio VIP como en el FANZONE con simuladores de autos y un acceso exclusivo en el sector de boxes para palpitar de cerca la emoción del evento.

El espacio de Shell contó con la presencia de los reconocidos pilotos Omar “Gurí” Martínez y Guillermo Ortelli, quiénes sorprendieron a los presentes en un mano a mano de preguntas y respuestas, recorriendo toda su trayectoria.

“Para una empresa con 110 años de presencia en el país es un orgullo acompañar con nuestros marcas, Shell V-Power y Shell Helix, por quinto año consecutivo a la categoría automovilística más popular de la Argentina y más antigua del mundo. Ser el nombre de este evento, es una oportunidad única para fortalecer la marca y conectar con los aficionados al deporte motor“, expresó Carolina Wood, Directora de Marketing.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina nace en 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red más de 870 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos y especialidades, así como las actividades de suministro y distribución. Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 110 años de historia en el país.

Una nota publicada en La Política Online, firmada por Luciana Glazer, señaló que el Boletín Informativo Techint que divulgan el ideario anti China, profundizó la advertencia que había hecho Paolo Rocca, en un foro de la industria siderúrgica latinoamericana.
Rocca había afirmado ante el Congreso del Acero Brasil, en San Pablo, que competir con China se volvió “sustancialmente imposible” debido a la “absoluta asimetría” de las relaciones económicas y comerciales entre las economías de la región y el gigante asiático.

“Durante los últimos 30 años, el surgimiento de China como potencia industrial global dominante, con la ambición de ampliar su área de influencia comercial, política y militar, ha contribuido sustancialmente a la primarización de nuestras economías”, dijo el líder de Techint.

Un documento interno de Techint que circuló en aquel encuentro, tiene un título aún más explícito: “La amenaza china para la sustentabilidad del sector siderúrgico de América Latina”. El informe destaca que la capacidad de producción de acero de China aumentó 690% desde el año 2000; en tanto la producción siderúrgica latinoamericana aumentó 4% en el mismo período.

La Facultad de Ingeniería de la UBA anunció el nombramiento de Juan José Carbajales como nuevo director del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA). Carbajales es abogado, Lic. en Ciencia Política (UBA) y Magister en Derecho Administrativo (U. Austral); candidato a doctor –con inminente defensa de tesis–; director del Posgrado en “Derecho de los Hidrocarburos, Energía y Sostenibilidad” de la Facultad de Derecho (UBA) y Titular del Seminario “Energía y Desarrollo” de la Carrera de Ciencia Política (UBA).

Además, se desempeña como docente de la Carrera de Ingeniería en Petróleo (UBA), en las Maestrías del CEARE, FLACSO, FD-UBA y la Universidad Austral. También es docente en la UNQui, la Escuela de Abogados del Estado (PTN) y la UNPaz, donde también fue investigador.

Actualmente, es titular de la consultora Paspartú, dedicada a temas energéticos y regulatorios. Se desempeñó como subsecretario de Hidrocarburos de la Nación (2019-2020), donde formó parte del equipo que diseñó el Plan Gas.Ar. Asimismo, fue representante de la Secretaría de Energía ante los foros internacionales y ejerció puestos directivos y de alta gerencia en empresas energéticas como YPF, ENARSA, EBISA, Transener y CAMMESA.

Como autor, ha publicado los libros: El Plan Gas (2023); Manual de empresas públicas en Argentina (2021); y Las sociedades anónimas bajo injerencia estatal -SABIE (2014).
Vale recordar que el IGPUBA –desde su creación en 1929 a instancias de la flamante YPF e impulsado por el Ing. Mosconi–, ha cumplido un rol fundamental para el desarrollo del sector hidrocarburífero en la Argentina, en cuya labor ha formado profesionales nacionales y del extranjero, siendo una referencia en Latinoamérica.

“Los desafíos por venir se focalizan en lograr una mayor sinergia con la laureada carrera de Ing. en Petróleo de la FIUBA, así como brindar una oferta académica moderna, flexible, crítica y de utilidad para los graduados/as y profesionales del sector, para lo cual habrá novedades en materia de shale O&G, de GNL y captura de CO2, entre otras”, señaló el nuevo director del IGPUBA.

La Secretaría de Energía aprobó, a través de la Resolución 216/2024, la asignación de aportes y cupos de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para el trimestre abril, mayo y junio de 2024, que detalló en anexos a dicha norma.

Asimismo, modficó el Reglamento General establecido por la Resolución 49/2015 de la S.E. de manera que ya no se establecen “PRECIO MÁXIMO DE REFERENCIA” para fraccionadores, distribuidores y garrafas, aunque sí “PRECIOS DE REFERENCIA”, quedando así liberados los precios del rubro. Por lo tanto, además se derogó la “TIPIFICACIÓN DE INFRACCIONES FRENTE A INCUMPLIMIENTOS DEL MÁXIMO PERMITIDO”, según dicha Resolución.

La nueva resolución, firmada por Eduardo Rodriguez Chirillo, señala en sus considerandos que “se ha establecido como objetivo de política nacional el funcionamiento libre de los mercados energéticos en todos sus alcances, en un todo de acuerdo con las disposiciones del Decreto 70/2023” (DNU).

Y que “con relación específica a la industria y comercialización del GLP, los criterios normativos vinculados al sector deben armonizarse con los objetivos de política nacional que habrán de regir el sector energético en su integralidad”.

A modo de antecedente se hace referencia además a que “mediante el Decreto 470/2015 se reglamentaron los Artículos 44, 45 y 46 de la Ley 26.020 y se creó el Programa Hogares con Garrafas (HOGAR), cuyo reglamento fue aprobado por la Resolución 49/2015 de la S.E., del cual se desprende que la Autoridad de Aplicación debe determinar volúmenes de GLP destinados a tal fin, y fijar precios máximos de referencia y compensaciones”.

Se estableció entonces el procedimiento mediante el cual la S.E. determina anualmente el volumen que los productores deberán volcar al mercado interno para cubrir las necesidades de abastecimiento de garrafas de DIEZ (10), DOCE (12) y QUINCE (15) kilogramos para uso doméstico, el cupo total e individual de GLP butano, propano y/o mezcla que las empresas fraccionadoras podrán adquirir a valor de compra del producto de las empresas productoras durante el período, la reserva operativa y la asignación de las bocas de carga a cada fraccionador.

La Resolución 11/2024 de la S.E. determinó que, hasta tanto se adopten las medidas necesarias para alcanzar los objetivos del Decreto 70/2023, los Aportes y Cupos previstos en la Resolución 49/15 serán asignados por la Autoridad de Aplicación en forma trimestral, manteniéndose la metodología allí dispuesta.

En la Resolución 216/2024, ya oficializada, Energía sostiene que “a fin de liberar de regulaciones de precios al sistema, resulta necesario dejar de aplicar “Precios Máximos de Referencia” para las etapas de fraccionamiento, distribución y venta al público de garrafas a fin de continuar estableciendo únicamente “Precios de Referencia”, sin un tope que obstaculice la cobertura de la real variación experimentada en los costos observados en los segmentos de fraccionamiento, distribución y comercio minorista”.

Los anexos de esta resolución detallan la asignación de cupos de gas butano y de gas propano a empresas fraccionadoras, y la estacionalidad de aportes de butano por parte de las empresas productoras.

“La presente medida tiene por objetivo dejar de obstruir el ejercicio de las libertades individuales en el ámbito contractual conforme los principios de libertad de mercado”, puntualiza la R-216.

Y agrega que “la desregulación del mercado de precios de GLP, producirá una mayor eficiencia en lo económico y estimulará la inversión, produciendo de esta forma una mejora progresiva en cuanto a una amplia competencia logrando elevar al mercado de GLP local a estándares internacionales”.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) dispuso, a través de la Resolución 451/2024, la eliminación de varias Comisiones de Usuarios creadas en 2020 en la órbita del Organismo, luego de analizar los resultados de gestión y considerar que “la Gerencia de Protección del Usuario tiene bajo su responsabilidad y funciones objetivos que resultan coincidentes con aquellos asignados oportunamente a la respectivas Comisiones”.

“Resulta necesario implementar medidas conducentes a evitar la duplicidad de funciones en pos de optimizar el funcionamiento de esta Autoridad de regulación y control, por lo que corresponde la derogación de las Resoluciones por las que fueron creadas distintas Comisiones en el ámbito del ENARGAS”, consideró el interventor, Carlos Alberto Casares.

La medida comprende a las Resoluciones números 40; 51; 55; 63; 82; 88; 143; y 164/2020, por las cuales se crearon en ése año las Comisiones: DE SUBDISTRIBUIDORAS; COMISIÓN DE PYMES; COMISIÓN DE USUARIOS INQUILINOS; COMISIÓN DE ENTIDADES DE BIEN PÚBLICO – y sus respectivas subcomisiones: a) Clubes de Barrio y Sociedades de Fomento; b) Iglesias e instituciones religiosas, c) Entidades de Salud y Discapacidad; COMISIÓN DE USUARIOS PERTENECIENTES A LA RED NACIONAL DE MULTISECTORIALES; COMISIÓN DE USUARIOS DE EMPRESAS RECUPERADAS – COOPERATIVAS DE TRABAJO; COMISIÓN DE USUARIOS EXPENDEDORES DE GNC; y COMISIÓN DE USUARIOS ADULTOS Y ADULTAS MAYORES, respectivamente.

“A mayor abundamiento, debe destacarse que, a la fecha, no se han evidenciado resultados sustanciales respecto de las citadas Comisiones que ameriten su continuidad”, refiere el la R-451.

La medida del ENARGAS “responde a la dinámica de cambios que se producen, a fin de optimizar su funcionamiento para el adecuado cumplimiento de las facultades conferidas por la Ley 24.076, de modo que se atienda en forma orgánica y eficiente el respectivo cumplimiento de las funciones encomendadas por la Ley y demás normativa aplicable a la gestión del Organismo”, puntualiza la Resolución ya oficializada.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, junto al gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, firmaron un acuerdo para la construcción de un ducto que permitirá que el servicio de gas natural llegue a la zona de la meseta de Añelo.

La obra contempla la construcción de un gasoducto de 6 pulgadas, de 16,6 kilómetros, que permitirá abastecer con gas a cuatro barrios de la localidad donde habitan más de 2.000 personas. También, beneficiará al Instituto de Formación de Añelo, a la Escuela Técnica Provincial N°23, a la Escuela Primaria N°368, a una extensión del Jardín de Infantes N°52 y a una sala de salud del Hospital de Añelo.

“Estamos muy contentos de realizar esta obra que es clave para mejorar la calidad de vida de los vecinos de Añelo. Nosotros vinimos a YPF a generar valor para la compañía y parte de eso es que la comunidad donde se desarrolla nuestra actividad también se sienta parte. Por eso era un contrasentido que donde existe una de las principales reservas de gas del país haya vecinos que, viviendo a pocos kilómetros, no puedan acceder al mismo”, afirmó el titular de la compañía, Horacio Marín.

Este ducto, que va desde la zona de Trayayen hacia Añelo, tendrá capacidad para abastecer el potencial crecimiento urbano e inclusive la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima, dinamizando la economía de la zona.

La construcción se hará en dos etapas y se espera que esté completa promediando el 2025. El acuerdo firmado establece que una vez concluida la obra se traspasará a la provincia.

Con este aporte YPF impulsa el desarrollo de las comunidades en donde está presente su operación, en busca de una mejora en la calidad de vida y las oportunidades de sus habitantes.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, formuló precisiones en relación a las características que reviste la concesión de las centrales generadoras de hidroelectricidad del Comahue, que el gobierno ha resuelto licitar en los próximos meses toda vez que estan vencidos los plazos de las actuales concesiones otorgadas en 1993. Han sido prorrogadas por un plazo máximo de hasta un año, mientras se resuelven las condiciones de las nuevas licitaciones y adjudicaciones.

Chirillo explicó:
“En primer lugar, tenemos que recordar que las Centrales hidroeléctricas (presa, turbinas, y todo lo que conforma el Complejo hidroeléctrico, son bienes de dominio público del Estado que por tener tal condición son intransferibles en su titularidad al sector privado”.

. El concesionario de generación solo tiene una concesión de uso de estos bienes que debe mantener adecuadamente durante la concesión. Por tanto, NUNCA hay privatización de los activos del Estado, todo lo contrario: cuando finaliza la concesión, los bienes de dominio público revierten automáticamente – sin necesidad de acto alguno- a favor del Estado, tal como ocurre con el régimen que tienen los actuales concesionarios.

. El recurso utilizado para generar (agua) es de propiedad de las provincias, (Código Civil y Constitución Nacional) respecto del cual el Estado otorga una concesión para generar electricidad, relacionado al aprovechamiento hidroeléctrico y ello porque es requerimiento de la ley 15.336, dictada en 1960 que declara a la actividad de generación como actividad de interés público. De modo que NUNCA hay privatización del recurso que siempre pertenece a las provincias.

. Siguiendo la experiencia exitosa realizada en 1993, para la organización del concesionario, el Estado Nacional ha creado 4 nuevas unidades de negocio (con la forma de sociedad anónima) a quienes le otorgará la concesión para generar electricidad y le aporta los bienes de dominio público en uso, cuando finalice el período de generación que tienen los actuales concesionarios. En nada de esto hay una privatización.

. Para seleccionar los inversores que serán accionistas del concesionario y que serán quienes operarán, invertirán y mantendrán en la concesión, se lleva a cabo una licitación pública nacional del paquete accionario de las sociedades concesionarias, quienes cotizarán el valor de las mismas, según sean las condiciones de remuneración de la generación hidroeléctrica y el nivel de inversiones indispensables a realizar para extender la vida útil de casi todas las centrales del Comahue que resulta indispensable para el sistema eléctrico.

. Esta transferencia de acciones al privado, NUNCA lo convierte en propietario de los bienes de dominio público, ni del recurso que utiliza.

En síntesis, LOS BIENES SON DE DOMINIO PÚBLICO Y EL PRIVADO TIENE UNA CONCESIÓN DE GENERACIÓN Y DE USO DE ESOS BIENES. Es importante que quienes destacan o manifiestan la existencia de errores en la normativa que se dicta, se informen adecuadamente a fin de no transmitir errores donde no lo hay, señaló el funcionario.

El oro superó por primera vez los 2.500 dólares la onza, impulsado por la esperanza de que la Reserva Federal de EE.UU. esté más cerca de recortar las tasas de interés.
El lingote al contado subió hasta un 1,9% el viernes(16/8) superando el récord anterior establecido el mes pasado, ya que una lectura decepcionante del mercado inmobiliario estadounidense reforzó las expectativas de recortes rápidos y más profundos por parte de la Reserva Federal, según un informe de Bloomberg

El metal precioso subió 20% este año en medio del creciente optimismo sobre la relajación monetaria y las grandes compras de los bancos centrales.

También aumentó su demanda como activo refugio debido a los crecientes riesgos geopolíticos, como las tensiones en Oriente Medio y el conflicto de Rusia con Ucrania.
El oro comenzó a subir a principios de año, sorprendiendo a los analistas y veteranos, ya que no siempre había un catalizador macroeconómico claro que justificara su subida de precios, y mantuvo esas ganancias incluso cuando los operadores redujeron sus apuestas sobre el calendario de los recortes de tasas.

Una serie de datos sobre la actividad reciente en EE.UU. convenció a los mercados de que el banco central estadounidense está a punto de reducir los costos de endeudamiento desde máximos de más de dos décadas, con lo que los factores convencionales del metal vuelven a cobrar protagonismo.

Aún se debate hasta qué punto la Reserva Federal puede recortar las tasas, dado que los últimos datos económicos han dado señales contradictorias sobre el estado de la economía estadounidense.

Los inversores en oro «suelen ser más propensos a pensar que la Fed será más agresiva en el frente de la acomodación monetaria», dijo Bart Melek, jefe global de estrategia de materias primas de TD Securities.

Los precios podrían seguir subiendo hasta los 2.700 dólares en los próximos trimestres, ya que «los esquemas macro/monetarios y de los bancos centrales se están alineando en fila», afirmó.

Los especuladores aumentaron sus apuestas netas alcistas en los futuros del oro Comex hasta un máximo de cuatro años a mediados de julio, antes de recortar parte de la posición, según muestran los datos de la Commodity Futures Trading Commission.
Mientras tanto, las tenencias de oro en fondos cotizados en bolsa han aumentado en los últimos meses tras un par de años de salidas, según muestran los datos recopilados por Bloomberg.
El viernes, los operadores evaluaron los últimos datos económicos en busca de pistas sobre las perspectivas de la política monetaria de la Reserva Federal.

Actualizado: El oro al contado ganó un 1,9% hasta los 2.503,25 dólares la onza a las 19:15 UTC, tras haber alcanzado antes los 2.505,57 dólares. La plata y el paladio registraron pocos cambios, mientras que el platino bajó.

Petrobras aumentará su capacidad de refino y la producción de fertilizantes con una inversión de 746 millones de dólares.

La petrolera invertirá 159,5 millones de dólares en la reactivación de la Fábrica de Fertilizantes Araucária Nitrogenados (ANSA), ubicada en la ciudad de Curitiba y que estaba cerrada desde 2020, cuando el Gobierno del presidente Jair Bolsonaro alegó que el segmento no era estratégico ni viable económicamente para Petrobras.

“Es un absurdo que ésta fábrica haya quedado cuatro años parada. Brasil tiene que reducir su dependencia de los fertilizantes importados”, dijo Lula da Silva para quien uno de los objetivos de su tercer mandato como presidente es retomar los programas, planes y empresas abandonados por Bolsonaro.

Las inversiones totales en la actividad petrolera y gasística de Noruega en 2024, incluido el transporte por oleoducto, se estiman en un máximo histórico de 24.000 millones de dólares, según informó Statistics Norway en su encuesta del tercer trimestre sobre los planes de inversión de las compañías petroleras.

La última estimación es un 4,1% superior a los planes de inversión de la encuesta del segundo trimestre, que eran de 23.100 millones de dólares. Asimismo, las estimaciones de inversión de las petroleras para este año son un 21% superiores a la s previstas para 2023 en la encuesta del tercer trimestre de 2023.En 2025, las inversiones en petróleo y gas en alta mar seguirán siendo elevadas.

El año que viene, las empresas esperan invertir un total de 22 450 millones de dólares, según la última encuesta.Esta estimación es un 11% superior a las previsiones de las empresas en la anterior encuesta de mayo, según la oficina de estadística.

«El ajuste al alza se debe en gran medida al aumento de las estimaciones en las categorías de yacimientos en explotación y desarrollo de yacimientos», señaló Statistics Norway. Sin embargo, las inversiones en exploración y actividades en tierra van en dirección contraria y contribuyen a frenar el aumento de las estimaciones, añadió.

Aunque la mayoría de los esfuerzos de exploración se centran en zonas cercanas a las infraestructuras existentes, el regulador energético noruego ha declarado que «le gustaría ver a las empresas explorando activamente en zonas más fronterizas».

YPF alcanzó las 1.000 tiendas Full en todo el país y se convirtió en la franquicia de retail más grande de la Argentina.
Las tiendas Full nacieron 2002 y mantuvieron un crecimiento ininterrumpido para alcanzar las 1.000 tiendas en la actualidad. Está presente en cada una de las provincias, en más de 500 localidades, potenciando la red de estaciones y fortaleciendo la marca YPF.

“Queremos que cada estación YPF tenga una tienda FULL, para expandir nuestra presencia y asegurar que nuestra marca llegue a más rincones del país con un nivel de estándar y experiencia homogéneo que se adapte a cada necesidad”, afirmó Maite de la Arena, gerente ejecutiva B2C de YPF.

Full es líder en el mercado de venta de café y la segunda en hamburguesas, compitiendo con las cadenas más importantes del mercado con un modelo innovador, flexible que brinda experiencias de calidad, las 24 horas, a un público heterogéneo.

Las tiendas fueron evolucionando y adaptándose a las necesidades de los clientes, sumando una nueva imagen y desarrollando nuevos productos. Hoy el 82 % de las tiendas tienen la nueva imagen y el objetivo es llegar al 100 % a fin de año. Además, hay más de 20 productos marca propia.

La APP de YPF, con más de 3 millones de usuarios digitalizados, permite mejorar la experiencia en las tiendas al agilizar la compra, donde con pocos pasos se puede abonar de forma segura y hacer uso de múltiples beneficios exclusivos de la APP.

La distribuidora de gas natural por redes domiciliarias Camuzzi publicó su nuevo Reporte de Sustentabilidad, elaborado bajo Estándares GRI de Global Reporting Initiative, y cuyo contenido se encuentra verificado externamente. La compañía presenta por quinto año consecutivo los principales hitos de su gestión sustentable en diferentes ejes de su actividad.

La empresa reafirmó su compromiso en seguir trabajando hacia un futuro más sostenible. En este sentido, Camuzzi continúa fortaleciendo su cadena de valor, con mejoras en sus sistemas de gestión, y acompañando a las más de 360 comunidades donde tiene presencia, promoviendo el uso seguro y responsable del gas, fomentando la educación, apoyando el desarrollo de jóvenes y emprendedores, y promoviendo la cultura local, se destacó.

Jaime Barba, presidente de la Compañía, destacó que “Comprendemos la sustentabilidad como un pilar fundamental de nuestra estrategia de negocio y un eje que guía todas nuestras acciones. En línea con los principios del Pacto Global, nos mantenemos comprometidos en mejorar año a año nuestra gestión integral, con el desafío de brindar un servicio que cumpla con los más altos estándares de calidad, seguridad y respeto por el ambiente”.

El nuevo reporte ha incorporado una verificación externa, encargada a la empresa de auditoría Crowe, para ratificar y transparentar de una manera más idónea los esfuerzos de la organización en pos de una gestión sustentable.

Entre los logros alcanzados se destaca que, en materia de crecimiento económico y de la operación:
Camuzzi operó sin cortes durante todo el año.
Superó los 2.213.886 usuarios, lo que representa la incorporación de más de 44.200 usuarios respecto al año anterior.
Se alcanzó una tasa de digitalización del 94 %, lo que le permitió a la compañía generar importantes ahorros en materia de comunicación y gestión comercial de los usuarios, y una mayor cobrabilidad.
La empresa amplió su infraestructura, superando los 60.000 km lineales de cañería, lo que representa más de 16 veces la longitud del país.
Distribuyó más de 10.700 millones de metros cúbicos de gas natural, lo que ratifica que, en volumen de gas entregado, es la distribuidora más grande del país.
Conectó a América al gas natural, liberando factibilidades en la localidad y otras 5 aledañas, tras una década de restricciones en el servicio. Además, se incorporó a la localidad de Batán, provincia de Buenos Aires.
Logró el cumplimiento del 100% de los indicadores definidos por el ENARGAS.

En el plano del desempeño social:

Por cuarto año consecutivo, certificó Great Place To Work y se posicionó dentro de las mejores empresas para trabajar.
Se han alcanzado las 25.976 horas de capacitación, con una participación de 1.444 personas (más del 84 % de la dotación).
Se lanzó el portal de proveedores para facilitar la autogestión de los casi 2.400 proveedores activos, con compras y contrataciones en el orden de los $22.315.500.000 en el año 2023.
La compañía potenció su Portal de matriculados, logrando que 67 mil proyectos de instalaciones internas puedan ser canalizados de manera digital, ahorrando tiempo y dinero.
A través del programa educativo “A PRENDER EL GAS” (prevención de accidentes por monóxido), se capacitó a más de 8.000 niñas y niños. En 2023 se creó además una obra de teatro itinerante sobre la temática, para potenciar el mensaje preventivo.
En alianza con distintas organizaciones, la empresa creó futuro a través de la formación de habilidades para el empleo de más de 170 emprendedores de Tierra del Fuego y Mar del Plata.
Se desarrollaron espacios de visibilidad para que más de 600 artistas emergentes de distintas comunidades donde Camuzzi está presente puedan mostrar su talento, a través de ciclos vinculados con la música, el arte y la fotografía.

Desde la óptica de la gestión ambiental:

Se actualizó el Manual de Gestión de Seguridad y Medio Ambiente, con miras a mejorar en forma continua la gestión.
Se implementaron más de 5.100 horas de capacitación específica en la materia para sus colaboradores de áreas operativas.
Camuzzi logró que las emisiones de todas las plantas de la compañía se encuentren por debajo de los límites establecidos por la legislación nacional y de la normativa de la US EPA de los Estados Unidos.
Aplicó altos estándares para minimizar los impactos sobre la biodiversidad y la conservación, el cuidado del recurso hídrico y la gestión de los residuos.
Inició el proceso de identificación de su Inventario de gases de efecto invernadero, como un primer paso hacia la medición de su huella de carbono.
Instaló sistemas de seguimiento satelital en la flota vehicular, promoviendo una reducción de los accidentes laborales y del uso de combustible.
Produjo, donó e instaló en distintos municipios más de 600 nuevos Ecoceniceros, diseñados a partir de la reutilización de sobrantes de cañería de polietileno generados en su operación.

Acerca de la Compañía

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45 % del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 56.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) instaló una de las plataformas marinas más grande del mundo con un peso superior a las 17.000 toneladas. Es más alta que un edificio de 24 plantas y tiene una superficie equivalente a 15 canchas de basquet.

La plataforma Marjan es una intrincada instalación de producción en alta mar que comprende una sofisticada red de tuberías, avanzados sistemas de tratamiento químico y sistemas de control operativo.
Esta compleja infraestructura está diseñada para recoger y transportar eficientemente petróleo y gas en alta mar hasta las instalaciones de procesamiento en tierra.
Como terminal principal de múltiples yacimientos petrolíferos marinos, la plataforma Marjan es crucial para extraer y transportar valiosos recursos energéticos.

La plataforma puede recoger y transportar anualmente 24 millones de toneladas de crudo y 7.400 millones de metros cúbicos de gas, lo que la convierte en la plataforma de mayor capacidad de su clase a escala mundial.

La petrolera estatal saudí, Saudi Aramco, ha anunciado sus planes de desplegar la plataforma Marjan en aguas de Arabia Saudí.
Esta plataforma contribuirá significativamente al objetivo del yacimiento petrolífero de Marjan de aumentar su producción anual a 24 millones de toneladas.

Según el diario estatal chino Global Times, los expertos han señalado que el proyecto Marjan ejemplifica la fuerte complementariedad de la cooperación bilateral entre China y Arabia Saudí, especialmente en medio de la creciente colaboración en el marco de la Belt and Road Initiative.

Pemex reactivará yacimientos del Golfo de México a través de de la empresa privada CME Oil and Gas destacó Bloombeg en un informe reciente.

El acuerdo tiene como objetivo reactivar los campos de Bacab y Lum, pozos que forman parte del yacimiento Ku-Maloob-Zaap.

Según indican CME y sus filiales tienen previsto ampliar la profundidad de los pozos para alcanzar una producción de 40 mil barriles diarios en 2028. A tal efecto estas empresas invertirán 1.650 millones de dólares de aquí a 2040

El presidente y CEO de MetroGAS, Tomás Córdoba, resaltó la seguridad y el bienestar de los clientes como pilares fundamentales del servicio de distribución del gas y destacó la importancia de la innovación y la tecnología para mantener un alto nivel de desarrollo en el sector energético.

“Si hay un corte (en el suministro de gas) es porque estamos cuidando al cliente, porque la realidad es que los cortes se realizan por una cuestión de seguridad, que es nuestra principal preocupación”, dijo el presidente de la empresa.

Durante el evento “Energía-Capítulo 2” (Diario La Nación), en el que compartió con otros líderes de la industria su visión sobre el rol clave del gas natural en la matriz energética, Córdoba explicó que MetroGAS presta un servicio “de manera continua y confiable y que pone a la seguridad del cliente como prioridad”.

El CEO de la compañía resaltó distintos programas de innovación que se llevaron a cabo en MetroGAS en los últimos años, como la implementación de una Oficina Virtual que mejora la conexión con los clientes y permite coordinar de manera más ágil una visita o facilita el seguimiento de un trámite.

Respecto al desarrollo de gas en Vaca Muerta, Córdoba explicó que la compañía que preside forma parte del eslabón final de la cadena, que es la distribución a los hogares, a las estaciones de servicio o a empresas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en once partidos del sur del conurbano bonaerense.

“Es muy necesario que haya una producción que se mantenga y que crezca para que nosotros podamos distribuir de manera continua y confiable. Nuestra visión es sumarnos en todo lo que sean inversiones en materia de eficiencia e inversiones de modernización que ayuden en el último eslabón. Que esa eficiencia se traduzca en mejora para las personas, un contacto eficiente o en reducir nuestros tiempos de atención”, aseguró Córdoba, quien preside la mayor empresa de distribución de gas del país, con unos 2.500.000 clientes.

“Cuando vemos a la energía como un sector tan pujante, para nosotros es inspirador”, agregó Córdoba, quien valoró la “resiliencia y creatividad” de los equipos de trabajo de la empresa para un desarrollo permanente que tiene al cliente como centro.

OPINION

Varias empresas productoras de gas natural en la Argentina presentaron ante la Secretaría de Energía solicitudes de permiso para la exportación de gas natural para abastecer parcialmente a Brasil, cuya demanda interna continúa en aumento, particularmente desde el sector industrial.

Será para complementar la producción propia brasileña, y el menor abasto de gas por parte de Bolivia, cuya producción ha mermado. Para Argentina es la oportunidad de ingresar a un mercado regional importante, llegando con mejores precios que los que Brasil paga actualmente por el GNL que importa.

PAE, Tecpetrol y Total Energies están anotadas entre las posibles proveedoras. El desafío es disponer lo antes posible de la infraestructura necesaria para el transporte de volúmenes de gas, insumo esencial en el contexto de la trancisión energética mundial.

Para analizar las alternativas que viabilicen física y económicamente la exportación a Brasil, el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) convocó a conferencia a tres especialistas del sector: Gerardo Rabinovich (Vicepresidente del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE); Alvaro Rios Roca (Director de Gas Energy LA); y Vinicius Romano (VP Gas Markets LA de Rystad Energy).

Los expositores aportaron a la descripción de un panorama sobre las perspectivas de producción creciente de Vaca Muerta, la disponibilidad de volúmenes para abastecer al mercado regional, y la infraestructura de gasoductos necesaria para completar el abasto al mercado interno (Reversión del Gasoducto Noroeste, construcción del GPNK Etapa 2) para incrementar las ventas a Chile y Uruguay, ingresar a Bolivia revirtiendo el flujo del Ducto Juana Azurduy hacia ése país, todavía proveedor de Argentina pero posible comprador en pocos años más.

También, la posible venta de gas argentino a Brasil utilizando los ductos por los cuales Bolivia exporta a ése país (San Pablo), el también probable transporte del gas de V.M. hasta el sur brasileño completando el GPNK hasta el sur de Santa Fe, y luego llegar hasta la frontera empalmando con Uruguayana. Además faltaría construir un gasoducto Uruguayana-Porto Alegre.

Otra alternativa considerada en el análisis fue el tendido de un ducto desde el norte argentino para ingresar a Paraguay (impulsar ése mercado interno, producir fertilizantes), y desde allí seguir con el gas de V.M. rumbo a Brasil.

Las inversiones privadas tendrían un protagonismo relevante en la realización de la infraestructura necesaria y el desarrollo del mercado energético regional. Los gobiernos aportarían a su concreción con normas específicas que dinamicen los acuerdos, coincidieron los expositores.

Entre los diversos aspectos considerados en las presentaciones caben mencionar:

. A la par de un menor abasto de gas por parte de Bolivia, Brasil podría importar al menos 30 millones de metros cúbicos día de gas desde Argentina.

. Brasil esta previendo hacia 2030 problemas de abasto de gas en la región sur del país. Hay negociaciones establecidas entre sectores privados (productores, transportadores, comercializadores, consumidores de alta demanda).

. Argentina verá incrementada su producción de gas (también pensando en la producción de GNL), podrá disponer de mayores volúmenes para satisfacer la demanda local (industrial minera del N.O) aumentar exportaciones al norte de Chile, ingresar a Bolivia y desde allí a Brasil.

. Argentina también podría exportar GNL a Brasil, que cuenta con tres plantas de regasificación en el centro-norte del país.

. PAE produce gas en Acambuco (Salta); Total Austral tiene gas de la Cuenca Austral y de yacimientos en Neuquén; Tecpetrol produce en Fortín de Piedra (NQN – Vaca Muerta). Presentaron sus solicitudes de interes en exportar.

. Bolivia prepara normas para permitir el tránsito de gas de Argentina. YPFB y la ANH (Brasil) analizan posibles tarifas para el transporte que hagan viable la provisión de gas de V.M. a ése mercado.

. También está en análisis el precio del gas argentino en boca de pozo, y en frontera, para llegar a la provisión con los mejores precios a las industrias brasileña. Se estima que el gas no debería superar un precio de 7-8 dólares el MBTU puesto en la frontera con Brasil.

. Por la ubicación de los campos productores de gas en Bolivia las plantas de compresión y ductos están en el sur del país y esto facilitará el tránsito del gas a precio competitivo para que Argentina pueda beneficiarse de sus exportaciones, Brasil pueda importar a mejor mejores precios, y Bolivia no tenga vacíos sus ductos y pueda disponer del gas argentino. Mientras, sigue explorando nuevos reservorios propios.

“La reciente negativa de la S.E. de exportar gas a Chile con precios menores a los mínimos autorizados puede complicar el comercio, y no deja en claro cuales son los precios del gas en boca de pozo”. “Si llegan a Chile a precios menores a los del mercado interno tendremos que revisar algo”, señaló Rabinovich.

YPF informó el miercoles 14/8 que firmó un acuerdo por la cesión de las áreas que conforman la zona Mendoza Sur con el consorcio de empresas integrado por Quintana y TSB. Además, firmó con Quintana la cesión del bloque Estación Fernández Oro ubicado en Río Negro.

De esta manera, la compañía le da continuidad al Proyecto Andes con la firma, hasta ahora, de un total de 8 acuerdos que comprenden 22 áreas convencionales ubicadas en las provincias de Rio Negro, Neuquén, Mendoza y Chubut.

Al igual que hizo con los acuerdos anteriores, éstos se elevarán a los gobiernos provinciales quienes deberán validar el proceso de cesión definitivo de las áreas, indicó la compañia.

AXION energy anunció que decide acompañar al segmento de transporte del país brindando soluciones integrales a través de su sistema de gestión de flotas. Siguiendo con los valores de la compañía, la marca evoluciona y se transforma: a partir de ahora AXION card es AXION smart.

Hace más de dos años, AXION card inició la transformación en su sistema de gestión de flotas, con la incorporación de la autogestión, métodos de cobranza integrados, doble identificación en las transacciones, entre otros. El objetivo de estos avances radica en poder satisfacer las necesidades de cada uno de sus clientes, poniéndolos en el centro de la escena, brindándoles un valor agregado para su trabajo en la ruta día a día.

Con esta evolución hacia AXION smart, se suma a su reconocido sistema, una nueva aplicación móvil, dividida en dos públicos clave: AXION smart Conductor y Compañía. De esta manera, desde cualquier dispositivo y lugar se podrán realizar transacciones y operaciones claves para las flotas de manera ágil y simple.

Para los conductores ya no será necesario utilizar la tarjeta plástica. La aplicación facilita la solicitud de pre-autorización para la carga de combustible, la consulta de saldos y movimientos, la localización de estaciones de servicio de la red AXION energy y la solicitud de saldo a sus administradores de flota. De esta forma, se optimiza así su operatividad en las rutas.

Las compañías de transporte desde su app podrán monitorear sus flotas y gestionar en tiempo real sus operaciones. Los administradores podrán visualizar transacciones, autorizaciones pendientes, cuentas corrientes, y gestionar sus vehículos y conductores.

AXION smart también permite la creación y asignación de reglas y restricciones para la carga, proporcionando un control detallado y eficiente sobre la operación de la flota.

“Estamos comprometidos en evolucionar hacia un futuro más tecnológico e innovador junto a la industria del transporte, AXION smart es un paso importante en esa dirección para lograrlo. Queremos acompañar a todos nuestros clientes en su día a día de una forma más ágil, eficaz y segura.” sostuvo Juan Pablo Juliano, gerente ejecutivo de Negocios B2B de AXION energy.

Por su parte, las estaciones de servicio podrán manejar y monitorear en tiempo real todas las operaciones en la playa mejorando la tecnología en cada punto de venta. Esto asegura una operación más transparente y eficiente en cada estación de servicio de la red AXION energy.

“Con AXION smart estamos dando un paso hacia la innovación” sostuvo Juan Pablo. “No sólo se facilita la operación diaria de nuestros clientes y operadores, sino que también reduce la necesidad de emisión de tarjetas plásticas, y aumenta la seguridad y el control de las transacciones” concluyó.

Además, la marca propone invertir en nuevos desarrollos siguiendo con su objetivo de mejora y eficiencia de la herramienta, que incluyen el desarrollo de alianzas con empresas del segmento y la integración de AXION smart con ON, el programa de descuentos y beneficios de AXION energy.

AXION energy reafirma su compromiso con la excelencia y la tecnología, asegurando que todos sus clientes de flotas y operadores disfruten de una experiencia optimizada y satisfactoria.

Las aplicaciones de AXION smart estarán disponibles para su descarga a partir del 13 de Agosto en IOS y Android prometiendo ser una herramienta esencial para el transporte moderno.

AXION energy anunció su decisión de acompañar el segmento de transporte del país, brindando soluciones integrales a través de su sistema de gestión de flotas. Siguiendo con los valores de la compañía, la marca evoluciona y se transforma: a partir de ahora AXION card es AXION smart.

Hace más de dos años, AXION card inició la transformación en su sistema de gestión de flotas, con la incorporación de la autogestión, métodos de cobranza integrados, doble identificación en las transacciones, entre otros. El objetivo de estos avances radica en poder satisfacer las necesidades de cada uno de sus clientes, poniéndolos en el centro de la escena, brindándoles un valor agregado para su trabajo en la ruta día a día.

Con esta evolución hacia AXION smart, se suma a su reconocido sistema, una
nueva aplicación móvil, dividida en dos públicos clave: AXION smart Conductor y Compañía. De esta manera, desde cualquier dispositivo y lugar se podrán realizar transacciones y operaciones claves para las flotas de manera ágil y simple.

Para los conductores ya no será necesario utilizar la tarjeta plástica. La aplicación facilita la solicitud de pre-autorización para la carga de combustible, la consulta de saldos y movimientos, la localización de estaciones de servicio de la red AXION energy y la solicitud de saldo a sus administradores de flota. De esta forma, se optimiza así su operatividad en las rutas.

Las compañías de transporte desde su app podrán monitorear sus flotas y gestionar en tiempo real sus operaciones. Los administradores podrán visualizar transacciones, autorizaciones pendientes, cuentas corrientes, y gestionar sus vehículos y conductores.

AXION smart también permite la creación y asignación de reglas y restricciones para la carga, proporcionando un control detallado y eficiente sobre la operación de la flota.

“Estamos comprometidos en evolucionar hacia un futuro más tecnológico e innovador junto a la industria del transporte, AXION smart es un paso importante en esa dirección para lograrlo. Queremos acompañar a todos nuestros clientes en su día a día de una forma más ágil, eficaz y segura.” sostuvo Juan Pablo Juliano, gerente ejecutivo de Negocios B2B de AXION energy.

Por su parte, las estaciones de servicio podrán manejar y monitorear en tiempo real todas las operaciones en la playa mejorando la tecnología en cada punto de venta. Esto asegura una operación más transparente y eficiente en cada estación de servicio de la red AXION energy.

“Con AXION smart estamos dando un paso hacia la innovación” sostuvo Juan Pablo. “Nosólo se facilita la operación diaria de nuestros clientes y operadores, sino que también reduce la necesidad de emisión de tarjetas plásticas, y aumenta la seguridad y el control de las transacciones” concluyó.

Además, la marca propone invertir en nuevos desarrollos siguiendo con su objetivo de mejora y eficiencia de la herramienta, que incluyen el desarrollo de alianzas con empresas del segmento y la integración de AXION smart con ON, el programa de descuentos y beneficios de AXION energy.

De esta manera, AXION energy reafirma su compromiso con la excelencia y la tecnología, asegurando que todos sus clientes de flotas y operadores disfruten de una experiencia optimizada y satisfactoria.

Las aplicaciones de AXION smart estarán disponibles para su descarga a partir del 13 de Agosto en IOS y Android prometiendo ser una herramienta esencial para el transporte moderno.

En lo relacionado al tema energético, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y su par de Río Negro, Alberto Weretilnek, mantuvieron el martes 13/8 una reunión en Buenos Aires con el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Chirillo. Este último comunicó que “acordamos que tanto @Energia_Ar como las provincias participen activamente del diseño del concurso para definir las condiciones del futuro de las represas hidroeléctricas en el río Limay”.

El gobierno nacional decretó volver a concesionar las cuatro centrales generadoras a operadores privados, y mientras avanza hacia ése objetivo extendió por hasta un año las actuales concesiones.

Desde el gobierno neuquino se aseveró que “Este acuerdo, permitirá asegurar lo relacionado al uso del agua, regalías, plan de manejo del agua, aspectos ambientales y participación accionaria, que serán discutidos y decididos de manera conjunta”.

Está previsto avanzar en la conformación de un equipo técnico para iniciar los análisis y discusiones en los próximos 10 días, se indicó.

El gobernador Figueroa comprometió la continuidad de las gestiones “para garantizar la defensa de los recursos de todos los neuquinos”.

El presidente de YPF, Horacio Marín, sostuvo que “El primer proyecto RIGI de la Argentina va a ser el oleoducto Vaca Muerta Sur”, y puntualizó que “Este proyecto va a terminar con el cuello de botella actual en el transporte de petróleo desde Vaca Muerta”.

En declaraciones periodísticas, Marín destacó que “Son 2.500 millones de dólares de inversión, lo vamos a realizar con toda la industria (petrolera) y estamos en conversaciones con una empresa muy importante del midstream (transporte) de Estados Unidos”.

“Trabajamos desde YPF con el objetivo de lograr que el país sea un exportador de energía del orden de los 30.000 millones de dólares por año”, reiteró Marín, quien consideró que “La situación económica (local) va a permitir que haya financiamiento externo y poder desarrollar estos proyectos. Somos optimistas con el futuro de la energía y de YPF”.

El diputado nacional por Neuquén, Pablo Todero (UP), cuestionó la decisión del gobierno nacional de volver a concesionar las centrales hidroeléctricas del Comahue al sector privado. También, el apoyo del gobernador Rolando Figueroa a dicha decisión.

“Figueroa + Milei = Privatización de represas”, señaló el legislador a través de X, quien sostuvo que “la genuflexia del gobernador Rolando Figueroa para con el Presidente es inentendible. Dos días después de pasar por nuestra provincia, @JMilei prorrogó por decreto las concesiones y empieza la privatización de las represas, dejando a las provincias afuera de todo”.

“La Legislatura neuquina aprobó una comunicación sobre el interés de las provincias por la restitución de las represas; los diputados nacionales presentamos proyectos de Ley en el mismo sentido. Sin embargo el gobierno nacional hace oídos sordos a estos reclamos”, remarcó Todero. E interrogó “¿Y el Ejecutivo provincial?, Figueroa mandó a sus diputados y senadora a votar a favor la Ley Bases, que en sus artículos 1 y 4 habilita al gobierno nacional para hacer esto”.

“El gobernador le dio las herramientas al presidente para que los neuquinos volvamos a quedar sin participación en las represas. En 180 días las represas comenzarán el proceso de reprivatización. ¡Gracias Rolo!”.

YPF puso en marcha las plantas que permiten ampliar la capacidad de producción, mejoran la calidad de las naftas, producen combustibles más sustentables y prolongan la vida útil de los motores.

Las obras de modernización permiten adecuar las instalaciones del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi a las Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC), lo que implica reducir el contenido de azufre en los combustibles y las emisiones que generan los motores.

Las obras de NEC A involucraron tres proyectos que fueron realizados por AESA desde la ingeniería de detalle hasta la puesta en marcha: el revamping de Naftas HTN FCC, la ampliación de la capacidad del magnaforming y la construcción de nueva planta de HTNC “B”.

El HTNC “B”, planta de Hidrotratamiento de naftas, permite reducir la cantidad de azufre en los combustibles y el magnaforming, es una planta que produce hidrógeno, insumo necesario para el proceso.

YPF logró así un nuevo estándar para producir combustibles de máxima calidad en el complejo y aumentó la capacidad de conversión de naftas de alto valor agregado.

La Refinería de Ensenada es la más grande de Argentina y una de las más importantes de
América Latina.

El gobierno nacional dispuso, a través del decretó 718/2024, que las actuales empresas Concesionarias de los complejos hidroeléctricos del Comahue continúen operando tales generadoras “por el plazo máximo de un (1) año”, a partir del mes en curso, “salvo que se adjudiquen (antes) a un nuevo operador, en cuyo caso el plazo se podrá reducir a 90 días corridos”.

Las concesiones de estas hidroeléctricas fueron adjudicadas hace treinta años y han caducado en fechas diversas en los últimos meses, siendo intención del Gobierno volver a licitarlas.

Mientras tanto se desarrollen los nuevos llamados a licitación y adjudicaciones, las actuales Concesionarias podrán, dentro de los CINCO (5) días corridos de la entrada en vigencia del decreto ahora oficializado firmar o no una “Carta de Adhesión” para seguir a cargo de la gestión de estas centrales, por el plazo máximo de un año, antes indicado.

En caso de no producirse la adhesión referida los concesionarios están obligados a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a CUARENTA Y CINCO (45) días hábiles, con el fin de que el Estado Nacional adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio.

Se trata de las actuales Concesionarias ORAZUL ENERGY CERROS COLORADOS SOCIEDAD ANÓNIMA (concesionaria del Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados), ENEL GENERACIÓN EL CHOCÓN SOCIEDAD ANÓNIMA (concesionaria del Complejo Hidroeléctrico El Chocón-Arroyito) y AES ALICURÁ SOCIEDAD ANÓNIMA (concesionaria del Complejo Hidroeléctrico Alicurá).

También comprende a la actual Concesionaria CENTRAL PUERTO SOCIEDAD ANÓNIMA (concesionaria del Complejo Hidroeléctrico Piedra del Águila) que fuera otorgado en concesión, oportunamente, con vencimiento el 29 de diciembre de 2023 y prorrogado mediante las Resoluciones de la Secretaría de Energía 574/23, 2/24, 33/24 y 78/24.

Las Concesionarias que hubieran adherido a continuar operando el complejo hidroeléctrico respectivo deben sujetarse a las siguientes condiciones:

a. Los Concesionarios deberán cumplir con la totalidad de las obligaciones de sus respectivos Contratos de Concesión que se iniciaron en 1993, junto con las disposiciones que mediante el presente se modifican, amplían y/o aclaran.

b. Se deberá actualizar la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a DÓLARES ESTADOUNIDENSES CUATRO MILLONES QUINIENTOS MIL (USD 4.500.000). Asimismo, la garantía, a instancias de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución.

c. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo del concesionario, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA no podrán ser invocados como incumplimientos del ESTADO NACIONAL. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la concesionaria.

d. Se deberá abonar el esquema de regalías para las Provincias de RÍO NEGRO y del NEUQUÉN que se acuerde entre la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA y las Provincias, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos.

e. Con una frecuencia cuatrimestral el concesionario deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato.

f. Se posterga la transferencia de los Bienes previstos en el Capítulo XIX del Contrato de Concesión, hasta tanto se produzca el vencimiento del plazo previsto (en el nuevo decreto).

g. Deberá procederse a la transferencia de los Bienes Cedidos y Equipos de la Concesionaria a LAS SOCIEDADES (ALICURÁ HIDROELÉCTRICA, CHOCÓN HIDROELÉCTRICA ARGENTINA, CERROS COLORADOS HIDROELÉCTRICA ARGENTINA y PIEDRA DEL ÁGUILA HIDROELÉCTRICA ARGENTINA, Sociedades Anónimas.

h. Los Concesionarios deberán permitir las visitas a los perímetros de las Concesiones a los interesados en el Concurso Público a celebrarse y conforme lo prevean los respectivos pliegos de dicho procedimiento.

El artículo 5 del Decreto faculta a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de la S.E. del Ministerio de Economía a ejercer las funciones de veedor de los Complejos Hidroeléctricos durante el plazo previsto. En ningún caso podrá interferir en las actividades de operación y mantenimiento de los concesionarios.

A tales fines podrá, respecto a los Complejos Hidroeléctricos, convocar y requerir a las actuales Concesionarias, y a los organismos públicos que estime pertinentes, el cumplimiento de sus obligaciones y su colaboración, a efectos de que al momento de la toma de posesión los Complejos Hidroeléctricos cuenten con la debida aptitud funcional y operativa para continuar desarrollando la actividad de generación de energía eléctrica, resguardando la seguridad de las personas y los bienes ubicados en los respectivos Complejos Hidroeléctricos.

ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA) transferirá a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA la información y toda documentación y/o material que haya recopilado como consecuencia de su actual actuación como Veedor.

Dentro de los 180 días corridos siguientes a la entrada en vigencia del decreto 718/2024 la S.E. “llamará a Concurso Público Nacional e Internacional, competitivo y expeditivo, con el fin de proceder a la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de cada una de las sociedades: ALICURÁ HIDROELÉCTRICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA, CHOCÓN HIDROELÉCTRICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA, CERROS COLORADOS HIDROELÉCTRICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA y PIEDRA DEL ÁGUILA HIDROELÉCTRICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (LAS SOCIEDADES).

ENARSA y NASA deben transferir las acciones que corresponden a esas empresas, de cada una de LAS SOCIEDADES a la Secretaría de Energía “de conformidad con lo dispuesto en el Decreto 695 del 2 de agosto de 2024, reglamentario de la LEY DE BASES Y PUNTOS DE PARTIDA PARA LA LIBERTAD DE LOS ARGENTINOS Nº 27.742”.

La S.E. fijará las pautas del Concurso Público Nacional e Internacional para la venta del paquete accionario mayoritario de LAS SOCIEDADES que deberá incluir el esquema de remuneración de los concesionarios durante el Período de Concesión y como mínimo los siguientes anexos: (i) Contrato de Concesión, (ii) perímetro y descripción, (iii) inventario, (iv) seguridad de presas, embalses y obras auxiliares; (v) normas de manejo de aguas; (vi) guardias permanentes; (vii) protección del ambiente; (viii) seguros; (ix) obras y trabajos obligatorios.

El Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) representado por su presidente Daniel Salamone y la Universidad de Buenos Aires (UBA) representada por el decano de Exactas UBA Guillermo Durán -en representación del rector Ricardo Gelpi- firmaron un convenio con la empresa Emerald a través de uno de sus dueños y socio gerente Juan Gozio para la producción de mantas oleofílicas e hidrofóbica con alta capacidad absorbente que se utilizan para la recuperación y la remoción de hidrocarburos en derrames acuosos. La tecnología fue desarrollada por la investigadora del CONICET Silvia Goyanes y un equipo constituido por Federico Trupp y Matías Barella, ambos especialistas de la UBA. El producto, que se dio en llamar, BIOmanta ya está en proceso de fabricación y pronto podrá reemplazar a las mantas tradicionales en los campos de extracción de hidrocarburos.

BIOmanta está fabricada con materias primas naturales, es reutilizable e impide la propagación de las llamas en caso de incendio. Fue patentada por el CONICET, la UBA y Emerald y está certificada por los organismos de control correspondientes. Dicho producto se realizó completamente en el Laboratorio de Polímeros y Materiales Compuestos del Departamento de Física de la UBA.

Durante la firma del convenio, Salamone felicitó al grupo de investigación por el desarrollo y a la empresa por acercarse a la ciencia y tomar riesgos. “La articulación del CONICET con la Universidad y la empresa muestra lo virtuosa que puede ser la articulación público privada, en este caso para solucionar una demanda de la industria petrolera y la vinculación tecnológica es fundamental para avanzar en este sentido”.
Por su parte, uno de los dueños de Emerald Juan Gozio, expresó: “Para Emerald que es una Pyme tener la posibilidad de acceder al conocimiento que tienen el CONICET y la UBA es de suma importancia para desarrollar proyectos innovadores en el mercado de petróleo y gas que es donde nosotros actuamos y se ha dado esta interacción con estas dos entidades de una forma sumamente fluida para poder llegar a concretar este proyecto de biomanta”.

A su turno, el gerente Upstream de Emerald Alejandro Iglesias, sostuvo: “Desde Emerald identificamos una oportunidad de mejorar el sistema de mantas usado ya desde hace más de 10 años en la provincia de Neuquén para proteger los impactos de los carburos en el suelo, el producto existente tiene complicaciones para su uso, por ejemplo no tiene muy buen comportamiento ante el fuego que en caso de una inicio de llama se autoestima muy fácil y en cambio lo existente, no ocurre lo mismo y otra gran cambio es que los existentes no son muy cómodos para transitar tiene una estructura de valles y crestas que pueden generar tropiezos incidentes en cambio en el producto desarrollado con la parte científica es un material homogéneo y la absorción es pareja en toda la superficie”.

También participaron de la firma, por el CONICET el vicepresidente de Asuntos Tecnológicos Alberto Baruj, el gerente de Vinculación Tecnológica Tomás Mazzieri, la coordinadora de Ingenierías, Ambiente y Energía Romina Cuello. Además, uno de los dueños y socio gerente de Emerald Marcelo Sampataro y el secretario de Ciencia y Técnica de la UBA Sebastián Civallero.

Sobre el desarrollo

En palabras de la investigadora del CONICET Silvia Goyanes, “BIOmanta es una estructura no tejida con una porosidad adecuada esto es un continuo sin desperdicio sin problemas para el medio ambiente, y además un polímero que es biobasado, o sea, tiene su origen natural. Nosotros empezamos a desarrollarnos hace más de 10 años y a entender las ventajas de la estructura porosa, la conectividad de los poros y cómo mejoraba un tipo de no tejido respecto de otro en procesos de absorción. Está certificado por el INTI y por la Universidad Nacional de La Plata”.

Por su parte, Federico Trupp, parte del equipo de Goyanes en el Laboratorio de Polímeros y Materiales Compuestos, explica cómo se usa BIOmanta y algunos de sus beneficios: “Básicamente se pone la manta a lo largo de todo el suelo todo el sitio de extracción y todo lo que salga de las máquinas y se pierda es absorbido por estas mantas y evita que se contamine el suelo por todos los desechos los hidrocarburos. Luego esa manta se retira y se lleva a disposición final que se hace a través de la incineración las partes que no han sido usadas. Las ventajas que tiene nuestra manta es que es liviana y por lo tanto, menos material para incinerar y, segundo, no libera gases tóxicos a diferencia de los materiales de relleno, los materiales particulados estos que se usan en las mantas comerciales, y por otro lado deja menos residuos”.

Si bien la industria del petróleo en la Argentina cuenta con proveedores establecidos de mantas oleofílicas, existe la necesidad de optimizar la relación eficiencia/costo con el fin de minimizar el impacto ambiental de la industria de forma económica. En este sentido, uno de los parámetros cruciales que caracteriza a las mantas es su capacidad de absorción de hidrocarburos en relación a su peso. La misma es de suma importancia porque incide directamente en los costos de transporte, acopio y disposición final. Todos estos procesos escalan con el peso del absorbente.

La energética YPF informó que “durante el segundo trimestre del año su producción total de hidrocarburos promedió los 539 mil barriles equivalentes de petróleo por día, con un crecimiento del 2 % respecto al trimestre anterior y del 5 % respecto al mismo período del año anterior. Este resultado fue impulsado por la producción shale, que hoy representa 52 % del total de la compañía.

Las inversiones de YPF en el período totalizaron 1.200 millones de dólares, un 3 % superior a las del trimestre anterior, y en línea con el plan del año. Más de 70 % del total se concentraron en el segmento Upstream, principalmente en Vaca Muerta, alineado con la estrategia de crecimiento de la compañía. El flujo de caja libre fue negativo por 257 millones dólares y la deuda neta alcanzó los 7.457 millones de dólares, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

Asimismo, se destacó “el crecimiento de las exportaciones de crudo Medanito a Chile, que alcanzaron los 29 mil barriles día, un 25 % superior al trimestre anterior”.

En cuanto a la demanda local de combustibles de la marca, disminuyó 2 % con relación al primer trimestre del año “debido principalmente a una menor demanda de naftas, mayormente compensada por la suba en la demanda estacional de gasoil, que fue cubierta con inventarios”, se indicó. Al respecto, se destacó que no hubo importación de combustibles durante el período.

El nivel de procesamiento en las Refinerías, en tanto, fue de 299 mil barriles día, con un nivel de utilización de capacidad del 91 por ciento.

En materia financiera, el EBITDA ajustado alcanzó los 1.204 millones de dólares, con un crecimiento de 20 % en términos interanuales, principalmente impulsado por los mayores precios de los combustibles y de la producción de hidrocarburos.

Respecto al trimestre anterior, el EBITDA fue 3 % menor, debido a mayores costos en dólares como consecuencia del efecto de la devaluación de diciembre último, y una menor producción de petróleo convencional, particularmente en junio, debido a condiciones climáticas adversas en el sur de Argentina, se describió.

Dichos efectos fueron parcialmente compensados por mayores ventas estacionales de gas, mejores precios de los combustibles y las exportaciones de petróleo, se indicó.