Finalmente, tras la sanción de la sanción parlamentaria de la recortada “Ley de Bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos” el Gobierno Nacional introdujo modificaciones a la Ley 17.319 buscando un aggiornamiento de la regulación de la producción de hidrocarburos para promover “la inversión y eficiencia en el sector”

Estas modificaciones abarcan desde la participación de empresas en la explotación de recursos hasta la fiscalización y control de las actividades, con un enfoque en la maximización de la renta y la seguridad energética.

Participación Ampliada en la Explotación

Una de las principales reformas permite que las actividades relacionadas con la explotación, procesamiento, transporte, almacenaje, industrialización y comercialización de hidrocarburos puedan ser realizadas por empresas estatales, privadas o mixtas. Este cambio, estipulado en el nuevo artículo 2º, promueve un entorno más inclusivo y competitivo, con la expectativa de atraer mayores inversiones y mejorar la eficiencia en la industria.

Se mantiene el principio de Política Nacional y Autonomía Regional donde el Poder Ejecutivo Nacional será el encargado de fijar la política nacional en materia de hidrocarburos, con el objetivo de maximizar la renta obtenida de la explotación y satisfacer las necesidades energéticas del país. Las reformas también otorgan a los gobiernos provinciales la capacidad de otorgar permisos y concesiones, descentralizando la toma de decisiones y potenciando el desarrollo regional. Cabe aclarar que la Reforma Constitucional de 1994, estableció en el Artículo 124 que: “Corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio.”

Esta disposición implica que las provincias argentinas tienen el dominio originario sobre los recursos naturales, incluidos los hidrocarburos, que se encuentran en sus respectivos territorios. Esto significa que cada provincia tiene la autoridad para gestionar y regular la explotación de estos recursos dentro de su jurisdicción.

Otros cambios

Los permisionarios y concesionarios tendrán dominio sobre los hidrocarburos extraídos y podrán comercializarlos libremente, incluyendo la exportación, según el nuevo artículo 6º. Este cambio otorga mayor autonomía a las empresas para gestionar sus recursos, aunque se mantienen ciertas regulaciones para asegurar la seguridad energética nacional.

Incentivos al No Convencional

El artículo 27 bis define y regula la explotación no convencional de hidrocarburos, permitiendo la reconversión de áreas de explotación convencional a no convencional. Esta reforma facilita la adopción de nuevas tecnologías y métodos de extracción, lo que podría aumentar significativamente la producción de hidrocarburos en el país.

Las nuevas disposiciones sobre autorizaciones de transporte y almacenamiento subterráneo de hidrocarburos buscan mejorar la infraestructura necesaria para la industria. Estas reformas aseguran además una competencia justa y evitan la monopolización de servicios esenciales, promoviendo un mercado más eficiente.

Actualización de Regalías y Cánones

Se han actualizado los montos y condiciones para el pago de cánones y regalías, reflejando las condiciones económicas actuales y asegurando una contribución justa de las empresas explotadoras al Estado. Esta medida también tiene como objetivo incentivar la inversión en el sector.

Las reformas detallan las obligaciones de los permisionarios y concesionarios y establecen sanciones por incumplimiento, reforzando el marco regulatorio. Esto asegura el cumplimiento de las normas y la protección de los recursos naturales, proporcionando mecanismos claros para penalizar y corregir infracciones.

Coordinación y Fiscalización

Se han reforzado las facultades de fiscalización y control del Estado sobre las actividades hidrocarburíferas, promoviendo una gestión integrada y eficiente de los recursos. La colaboración entre los distintos niveles de gobierno es esencial para garantizar que las actividades se realicen de manera segura y conforme a la ley.

En una votación histórica, la Cámara de Diputados de Argentina aprobó la creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una ambiciosa iniciativa legislativa destinada a atraer y proteger inversiones significativas tanto nacionales como extranjeras. El presidente de la Cámara, Martín Menem, anunció el resultado favorable de la votación, marcando un hito en la promoción del desarrollo económico del país.

Los artículos más significativos:

Artículo 164. El RIGI es un régimen creado para establecer incentivos, certidumbre y seguridad jurídica para proyectos de inversión que cumplan con los requisitos especificados. Será aplicable en todo el territorio de la República Argentina y estará sujeto a las limitaciones y alcances establecidos en este título y en las normas reglamentarias que dicte el Poder Ejecutivo nacional.

Artículo 165. Se declara de interés nacional las “Grandes Inversiones” que califiquen y se concreten bajo el RIGI, reconociendo su utilidad para la prosperidad del país y el bienestar de todas las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Cualquier normativa o acción que limite, restrinja, obstaculice o desvirtúe lo establecido en este título será nula y deberá ser impedida por la Justicia competente.

Artículo 166. Los objetivos prioritarios del RIGI incluyen:

Incentivar grandes inversiones nacionales y extranjeras.

Promover el desarrollo económico.

Fortalecer la competitividad de los sectores económicos.

Incrementar las exportaciones de mercaderías y servicios.

Favorecer la creación de empleo.

Generar previsibilidad y estabilidad para las grandes inversiones.

Fomentar el desarrollo coordinado de competencias entre el Estado Nacional, las provincias y autoridades locales.

Promover el desarrollo de cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión.

Sujetos

Artículo 167. El RIGI será aplicable a proyectos de inversión en sectores como forestoindustria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas, que cumplan con los requisitos establecidos.

Artículo 168. El plazo para adherirse al RIGI será de dos años desde su entrada en vigencia, con posibilidad de prórroga por un año adicional a discreción del Poder Ejecutivo nacional.

Artículo 169. Podrán solicitar su adhesión al RIGI los Vehículos de Proyecto Único (VPU), definidos como entidades dedicadas exclusivamente a uno o más proyectos de inversión admitidos en el RIGI. Los VPU pueden ser sociedades anónimas, sociedades de responsabilidad limitada, sucursales de sociedades extranjeras, uniones transitorias y otros contratos asociativos.

Requisitos

Artículo 172. Se consideran “Grandes Inversiones” los proyectos que cumplan con:

Un monto mínimo de inversión en activos computables de al menos 200 millones de dólares, ajustable por sector o etapa productiva, con un tope de 900 millones de dólares.

Inversiones significativas durante los primeros dos años, que deben cumplir con porcentajes mínimos establecidos por el Poder Ejecutivo.

Artículo 173. A efectos del cumplimiento del monto mínimo de inversión, se consideran inversiones en activos computables aquellas destinadas a la adquisición, producción, construcción y desarrollo de activos afectados a actividades incluidas en el RIGI. También se podrán computar adquisiciones de cuotas, acciones y participaciones societarias, con ciertas condiciones.

Artículo 174. Las inversiones en activos computables incluyen bienes muebles, minas, canteras, bosques, obras de infraestructura y otros activos específicos, cumpliendo con criterios de largo plazo y previsibilidad.

Artículo 175. Los VPU deben presentar una solicitud de adhesión y un plan de inversión, que será evaluado y aprobado por la autoridad de aplicación.

Incentivos y Beneficios

Capítulo IV. El RIGI ofrece varios incentivos fiscales y aduaneros para los VPU adheridos:

Alícuota del 25% en el impuesto a las ganancias, con opciones de amortización acelerada para inversiones.

Exención de derechos de importación y tasas para bienes de capital nuevos y repuestos.

Exención de derechos de exportación para productos obtenidos bajo el RIGI, después de tres años de adhesión.

Beneficios en la liquidación de divisas y acceso libre a mercado de cambios.

Estabilidad y protección

Capítulo VI. El RIGI garantiza estabilidad normativa en materia tributaria, aduanera y cambiaria por un plazo de 30 años desde la fecha de adhesión. Este régimen no puede ser afectado por normativas más gravosas posteriores.

Capítulo VII. Los incentivos y derechos pueden cesar por fin de vida útil del proyecto, quiebra del VPU, baja voluntaria o infracción al RIGI. La baja voluntaria es posible tras cumplir las obligaciones de inversión o mediante el pago de multas.

Fiscalización y Control

Capítulo VIII. La autoridad de aplicación está facultada para evaluar, aprobar y fiscalizar los proyectos adheridos al RIGI, garantizando el cumplimiento de las disposiciones y sancionando incumplimientos.

Arbitraje

Capítulo X. Las controversias derivadas del RIGI podrán ser resueltas mediante arbitraje internacional, garantizando un marco legal justo y transparente para los inversores.

El gobierno nacional autorizó, a través de tres decretos publicados en el Boletín Oficial, sendas cesiones totales y/o parciales de participación en concesiones de exploración y/o explotación de hidrocarburos en el off shore del Mar Argentino.

A través del Decreto 544/2024, se autorizó a la empresa ENI ARGENTINA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN S.A. (Cedente), en su carácter de titular del treinta por ciento (30 %) de la Concesión de Explotación de hidrocarburos sobre el Lote “TAURO-SIRIUS”, a ceder el cien por ciento (100 %) de dicha participación sobre el citado permiso a la empresa PAN AMERICAN SUR S.A. (Cesionaria).

En tal sentido, los porcentajes de participación en la Concesión de Explotación de hidrocarburos sobre el Lote “TAURO-SIRIUS” quedarán conformados de la siguiente manera: TOTAL AUSTRAL S.A.: treinta y cinco por ciento (35 %), WINTERSHALL ENERGÍA S.A.: treinta y cinco por ciento (35 %) y PAN AMERICAN SUR S.A.: treinta por ciento (30 %).

Por otra parte, y a través del decreto 546/2024 se autorizó a la empresa EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, en su carácter de titular del cien por ciento (100 %) del permiso de exploración sobre el área AUS_106, a ceder el veinticinco por ciento (25 %) de dicha titularidad a la empresa CGC ENERGÍA S.A.U (ex-SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION AND PRODUCTION INC).

Entonces, los porcentajes de participación en el permiso de exploración sobre el área AUS_106 quedarán conformados de la siguiente manera: EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, setenta y cinco por ciento (75 %) y CGC ENERGÍA S.A.U, veinticinco por ciento (25 %).

Asimismo, y mediante el decreto 545/2024, el gobierno autorizó a EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, en su carácter de titular del cien por ciento (100 %) del permiso de exploración sobre el área AUS_105, a ceder el veinticinco por ciento (25 %) a la empresa CGC ENERGÍA S.A.U (ex-SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION AND PRODUCTION INC).

En tal sentido, los porcentajes de participación en el permiso de exploración sobre el área AUS_105 quedarán conformados de la siguiente manera: EQUINOR ARGENTINA AS SUCURSAL ARGENTINA, setenta y cinco por ciento (75 %) y CGC ENERGÍA S.A.U, veinticinco por ciento (25 %).

En los decretos referidos se estableció que “Dentro de los SESENTA (60) días hábiles” de notificadas las autorizaciones, “las empresas cedente y cesionaria deberán presentar a la Autoridad de Aplicación la Escritura Pública Definitiva de la Cesión, a los fines de su efectiva vigencia”.

El incumplimiento del plazo dispuesto implicará la caducidad de la autorización de cesión dispuesta, se puntualizó.

Las Empresas Cesionarias, a partir de la efectiva vigencia de la cesión, asumirán sin limitación alguna y en proporción a su participación, todos los derechos y obligaciones emergentes de los permisos de exploración y/o explotación otorgados.

Genneia, compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó su 14° Obligación Negociable Verde (ON), por un monto equivalente a U$S 60 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de U$S 20 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de U$S 90 millones, se informó.

Los fondos recaudados serán destinados a impulsar distintos proyectos de producción de energía solar, y eólica.

La colocación de la ON dólar-linked Clase XLVI fue por el monto máximo del aviso de suscripción de U$S 60 millones. Esta ON cuenta con un cupón fijo del 2 %, intereses pagaderos en cada trimestre y vencimiento en junio 2026. Fue emitida a un precio de 103.1 %, lo que implica un rendimiento del 0.4 %.

La alta demanda de este instrumento en el mercado de capitales local llevó a declarar desierta la ON dólar hard Clase XLV. La nueva ON Clase XLVI se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimocuarto instrumento con etiquetado verde.

Las órdenes de suscripción superaron ampliamente el objetivo inicial de la compañía, con la mayoría de las ofertas provenientes de inversores privados e institucionales interesados en proyectos de infraestructura baja en carbono que promuevan el desarrollo equitativo y
sostenible del país, se indicó.

Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Facimex Valores S.A., Invertir en Bolsa S.A., Parakeet Capital S.A., Banco Supervielle S.A. y TPCG Valores S.A.U. actúan como Colocadores.

De esta manera Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles, habiendo emitido bonos verdes por más de U$S 800 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Todas sus emisiones con etiquetado verde se encuentran
alineadas con su firme compromiso con el medio ambiente, reflejado en el desarrollo de
numerosas iniciativas y buenas prácticas que contribuyen a combatir el cambio climático.

Alcanzará a 3 millones de bonaerenses de hogares con ingresos menores a los $ 870.000.

El Gobierno de la provincia de Buenos Aires ampliará el universo de beneficiarias y beneficiarios de la tarifa social eléctrica para incluir a 1,3 millones de bonaerenses perjudicados por la quita de subsidios impulsada por el Gobierno Nacional.
La disposición fue publicada el miércoles 26/6 en el Boletín Oficial y se ejecutará de forma automática, sin ningún tipo de inscripción.
Esta decisión implica que la tarifa social pasará a aplicarse a todos los hogares con ingresos menores a los $ 870.000, pertenecientes al grupo N2 del padrón de segmentación nacional.
De esta forma, se incrementa la cobertura desde los 1,7 millones de beneficiarios actuales a 3 millones, se comunicó.
 Para ello, se invertirán $ 53.600 millones en concepto de tarifa social eléctrica provincial, aumentando un 184 % el presupuesto utilizado el año pasado.
Con el nuevo esquema se apunta también a reducir las disparidades en las tarifas finales a nivel regional, beneficiando a las y los bonaerenses que viven en el interior de la provincia, se indicó.

Después de que Nación publicara en el Boletín Oficial la constitución de cuatro sociedades anónimas de fondos nacionales para producir y vender energía de los ríos Limay y Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa recordó que los recursos son de las provincias y pidió que se convoque a Neuquén para establecer el cobro del canon por el agua.

El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, manifestó que “es una falta de previsibilidad para con las provincias que no fueron convocadas. La concesión vence el 11 de agosto y no se comunicó ni se anticipó para qué fueron creadas estas empresas. Esto genera incertidumbre en todos los empleados, en los inversores y las provincias”.

“Hace 30 años que sabemos que se iban a vencer (las concesiones) y no tenemos un camino por parte del Estado Nacional para saber qué va a hacer con esas concesiones”, recalcó, y aseguró que el gobernador “siempre ha bregado por la participación de las provincias en la administración de las represas que están en nuestros ríos, y por la apertura de la mesa diálogo que todavía no ha sido convocada para tratar este tema”.

“La gente no sabe si se queda sin trabajo o no el 11 de agosto, porque ya no hay más posibilidad de prórroga y no ha habido comunicación de Nación. No hay definición sobre qué van a hacer, más allá que han dicho que las van a privatizar”, señaló Etcheverry.

La medida se tomó en medio de los planes para transferir activos nacionales y subastar nuevos contratos de operación. Las nuevas sociedades anónimas llevan el nombre de los complejos: El Chocón, Alicurá, Piedra del Águila y Cerros Colorados. Quedarán en manos de Energía Argentina SA (ENARSA) y Nucleoeléctrica Argentina.

“Sorpresivamente sale la creación de cuatro empresas con los nombres de las represas”, indicó el ministro neuquino y remarcó que tanto ENARSA como Nucleoeléctrica Argentina “no tienen ninguna capacidad, ningún historial, ni antecedentes para manejar represas hidroeléctricas”. “Aunque sea un periodo corto, es un tema muy complejo”, añadió.

Informó que desde la provincia se está esperando desde marzo por la realización de una mesa de diálogo y “todavía no se ha convocado”. “Esto no hace más que empeorar la situación y generar más incertidumbre con estas cuatro resoluciones, que lo único que hacen es crear cuatro empresas sin decir para qué”, agregó.

Figueroa, junto con su par rionegrino Alberto Weretilneck, habían sido convocados a una mesa con funcionarios nacionales en la que se preveía abordar la situación de las represas, pero nunca se materializó. A fines de 2023, los diputados neuquinos habían presentado una medida cautelar ante la Justicia solicitando “no innovar” y que se respete el dominio originario de la provincia del Neuquén sobre sus recursos naturales.

“Tanto el gobernador Figueroa como Weretilneck han trabajado en conjunto y coinciden en la necesidad de una mesa de diálogo donde acordar todas las cuestiones anexas y conexas que tienen que ver con las concesiones, con la postura de defender a las provincias y sus recursos”, recordó el ministro.

Las legislaturas de ambas provincias ya aprobaron sus respectivas leyes para el cobro del canon por el uso del agua de los ríos para la generación de energía eléctrica.

Reclamo a Nación de obras sobre el río Neuquén

El gobierno de la provincia de Neuquén volvió a reclamar ante Nación por las reiteradas crecidas del río Neuquén y reclamó que se ejecuten de manera urgente las obras de infraestructura pendientes “que garanticen la seguridad de la vida, el ambiente y los bienes de los habitantes”.

Lo hizo mediante una nota que envió el ministro de Infraestructura al secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo.

En la nota enviada por el gobierno de Rolando Figueroa, se refirió a “la vulnerabilidad que presenta actualmente el Complejo Cerros Colorados y los consecuentes riesgos a los que se encuentra expuesta la población e infraestructura potencialmente afectada”.

La Justicia había condenado al Estado Nacional a realizar las obras necesarias para garantizar la seguridad de la presa Portezuelo Grande, integrante del Complejo Cerros Colorados, ampliando su capacidad para que resista una crecida máxima probable de 14.520 metros cúbicos por segundo. Pero a la fecha no se han ejecutado.

Portezuelo Grande es la única obra hidroeléctrica de la región que no embalsa el agua, sino que la deriva hacia Los Barreales y luego, presa mediante, a Mari Menuco, desde donde es restituida al río Neuquén.

El ministro neuquino informó que estudios hidrológicos de la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Negro (AIC), luego de las crecidas de julio de 2006 y de mayo de 2008, llevaron los valores de la crecida máxima probable a 25.000 milímetros cúbicos por segundo.

En la nota que envió Etcheverry señaló que este valor “sobrepasa significativamente la premisa tomada en consideración por el Juzgado al emitir su sentencia, por lo cual torna escasas o insuficientes las propuestas de solución definidas en el expediente judicial”. Y amplia que frente a estos valores “toda inversión que se realice en la represa de Portezuelo Grande no podrá cumplir con el propósito perseguido: brindar seguridad a los bienes, el ambiente y personas ubicados aguas abajo”.

En este contexto, sostuvo que “la única posibilidad de manejar la crecida es la construcción de embalses adicionales en la cuenca (Chihuido 1 y 2)”.

Etcheverry enfatizó que la ejecución de alguna de las obras proyectadas sobre el río Neuquén “no sólo brindará mayor seguridad regulando las crecidas” sino que también ayudará a los períodos de sequía y permitirá “generar energía limpia, firme y de fuente renovable”.

La petrolera Equinor, a cargo de las operaciones de perforación del pozo exploratorio off shore Argerich 1, en la Cuenca Argentina Norte (CAN_100), comunicó que “Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura”, indicó la compañía. remarcando que “La perforación de este primer pozo en aguas profundas es un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina”.

Equinor comparte el permiso de exploración de este bloque con YPF y Shell (con participaciones de 35 %, 35 % y 30 por ciento respectivamente).

Los trabajos de perforación ultra profunda se iniciaron en abril último con gran expectativa fundada precisamente en las características geológicas de la zona. El bloque CAN_100 se ubica a unos 310 kilómetros mar adentro, a la altura de las costas de Mar del Plata.

En esta ciudad bonaerense estan dispuestas las instalaciones que sirvieron de apoyo logístico durante la operación mar adentro del buque perforador. Dos barcos (HOS Remington y Caledonia) y también helicópteros atendieron las necesidades de aprovisionamiento y de servicios mientras se desarrollaron los trabajos.

Una vez realizada la perforación y extraída la muestra el pozo fue sellado hasta que concluyeran los estudios. La comunicación de los resultados en un plazo mas breve del estimado originalmente resultó algo sorpresiva. En el bloque -de 130 mil km2- han sido adjudicadas otras áreas de exploración a diversas compañías.

“Este pozo, junto con las campañas de adquisición sísmica en la Cuenca Argentina Norte y las cuencas Austral y Malvinas Oeste, representa una importante campaña de exploración costa afuera en el país”, se destacó, aludiendo a otras áreas que serán motivo de exploración en el sur.

La Cuenca Malvinas Oeste tiene unos 90 mil km2, está ubicada entre las Islas Malvinas y la Cuenca Austral.

“Durante los meses siguientes, todos los datos y la información recopilada serán analizados exhaustivamente, y esto nos brindará una mayor comprensión del potencial hidrocarburífero en estas áreas”, describió Equinor, que concluyó su tarea de perforación del Argerich 1 hace pocas semanas.

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En el transcurso del mes de mayo se iniciarán las tareas de perforación ultraprofunda del “Pozo Argerich 1”, en el off shore del Mar Argentino, a unos 310 kilómetros de la costa bonaerense a la altura de Mar del Plata.
Se trata del Bloque CAN-100 (15 mil km2), a cargo del consorcio integrado por YPF (35%), Equinor (35%) y Shell (30%). La noruega Equinor estará a cargo de la operación, y a tal efecto ingresó a aguas territoriales argentinas (el martes 23/4) el buque Valaris DS-17, que estuvo trabajando en Brasil.
Fuentes allegadas al consorcio indicaron a E&N que ya están dispuestas las instalaciones en continente (Mar del Plata) que servirán de apoyo logístico durante la operación mar adentro del buque perforador. Dos barcos (HOS Remington y Caledonia) y también helicópteros atenderán las necesidades de aprovisionamiento y de servicios mientras se desarrollan los trabajos. Hacen hincapié en la generación de empleos que ello significa en la zona.
El proyecto tiene a YPF (de mayoría accionaria estatal) como impulsora clave para determinar si la calidad y volumen de los hallazgos de hidrocarburos a extraer coincide con los sondeos (sísmica 2D y 3D) realizados en esta formación geológica. Estimaciones preliminares dan cuenta de una posible producción inicial de hasta 250 mil barriles diarios.
Existe fuerte expectativa con los posibles resultados también por la asociación geográfica y geológica que los especialistas hacen con la plataforma marina a la altura de Namibia (Africa), donde se han registrado grandes descubrimientos de hidrocarburos (Total Energies).
Una vez realizada la perforación y extraída la muestra (los trabajos demandarían hasta dos meses), el pozo se cierra hasta que concluyan los estudios. Si se confirmaran las previsiones acerca de la calidad del reservorio se realizarán pozos complementarios (serían no menos de tres) que permitirán delimitar el área a explotar.
En la etapa siguiente, deberán ejecutarse fuertes inversiones por parte del consorcio en la perforación de pozos productores, que estarán conectados a la plataforma desde el cual se cargará el crudo en los barcos, para su exportación. Es decir que no habrá ninguna conexión física entre el área de producción y el continente.
Se estima en diez años el período a transcurrir para la perforación de la serie de pozos productores (calculados en alrededor de 20) hasta sacar el primer barril de crudo.
YPF tiene adjudicados otros bloques en la zona aledaña al CAN-100 (CAN-108, CAN-114). También resultó adjudicataria de un bloque offshore para la exploración de hidrocarburos en la plataforma marítima de Uruguay. Se considera que la zona tendría continuidad geológica con la Cuenca Argentina Norte.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas solicitados por CAMMESA para el abastecimieto interrumpible de gas natural a usinas generadoras para julio 2024.

En la primera podían participar Productores y Comercializadores en general. Se rcibieron 12 ofertas para abastecer un total de 2.950.000 metros cúbicos día de gas, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,38 PIST, y U$S 3,64 por millón de BTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Se trata de ofertas provenientes de Noroeste, Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut y Neuquén, con precios PIST que oscilaron entre U$S 3,30 y U$S 3,50 el MBTU. Los precios del gas en PBA oscilaron entre U$S 3,52 y U$D 3,69 el MBTU.

La segunda subasta fue 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.

Se recibieron 15 ofertas por un volúmen total de 22.800.000 metros cúbicos día, con un Precio Promedio Ponderado de U$S 4,36 el MBTU.

Fueron ofertas provenientes de Tierra del Fuego, Neuquén, Santa Cruz, Chubut, y los precios oscilaron entre U$S 4,10 y U$S 4,57 el MBTU.

El monóxido de carbono es el resultante de la combustión deficiente de una fuente energética, como puede ser el gas natural.  Es una sustancia que carece de olor, color y sabor y es altamente tóxica. Cuando la cantidad de oxígeno es insuficiente, la combustión es incompleta y se produce monóxido de carbono. El monóxido de carbono ingresa al cuerpo a través de la respiración; y puede provocar dolor de cabeza, náuseas, vómitos, desmayos e incluso la muerte.

Por ello, para evitarlo, desde Naturgy brindamos las siguientes recomendaciones:

Todas las instalaciones de gas, la colocación de artefactos y su reparación SIEMPRE deben ser efectuadas por gasistas matriculados.

Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS.

Revisar periódicamente el estado de las instalaciones internas de gas del hogar por medio de un gasista matriculado.

No instalar calefones, estufas infrarrojas, catalíticas o de llama abierta, en baños, dormitorios o ambientes cerrados. Solo deben colocarse artefactos de tiro balanceado.

Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados.

No realizar combinaciones ni conexiones de conductos de ventilación de dos artefactos diferentes (calefones y campanas extractoras). Cada conducto de ventilación debe ser individual.

No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.

Durante el uso

Controlar que la llama del quemador de los artefactos (ponga especial énfasis en el calefón) sea de color azul y de geometría uniforme, si fuese amarilla significa que está produciendo Monóxido de Carbono. En este caso, apagar el artefacto y hacer revisar el quemador por un gasista matriculado.

No utilizar artefactos de calefacción para secar prendas.

No usar hornos para calefaccionar ambientes.

Verificar el cierre correcto de las canillas de agua caliente, especialmente durante la noche, para evitar el funcionamiento continuo de calefones.

Evitar la sobreocupación de ambientes con artefactos de calefacción.

Periódicamente ventilar los ambientes.

En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.

Para más información sobre recomendaciones para la prevención de accidentes con monóxido, así como también para conocer recomendaciones sobre uso responsable de los recursos naturales, pueden ingresar a www.cuidemosnuestrosrecursos.com .

“Todos los accidentes por monóxido de carbono son evitables”

Acerca de Naturgy

Desde el año 1992, Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes, en 30 municipios de la zona norte y oeste del conurbano bonaerense, zonas que abastecen la mayor área industrial del país. Es la segunda distribuidora de gas de la Argentina por volumen de ventas, con más de 1.630.000 clientes residenciales, 47.515 comerciales y 1.219 industrias, 394 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.389 kilómetros.

En el marco del mes de la Concientización y Prevención contra el Monóxido de Carbono, que se conmemora cada junio en el comienzo del invierno, Camuzzi comparte medidas para la prevención de intoxicaciones a causa de este peligroso gas.

Durante 2023, la distribuidora de gas natural ha registrado en su zona de concesión más de 50 casos de intoxicaciones por monóxido de carbono. Sin embargo, estos datos representan únicamente los eventos denunciados, por lo que seguramenta existan que muchos casos no fueron informados y/o no pudieron constatarse.

En la mayoría de los accidentes registrados, los tipos de artefactos implicados fueron calefactores, seguidos de calentadores de agua y cocinas. Con respecto a las causas principales que los provocaron, el 85% de casos detectados estuvieron relacionados con los conductos de evacuación de los gases de combustión de los artefactos.

Asimismo, se pudo determinar que la falta de rejillas de ventilación en los ambientes, la obstrucción de las mismas o la ventilación insuficiente, constituyeron causas complementarias que favorecieron la ocurrencia de los accidentes en cuestión.

El monóxido de carbono es una amenaza invisible, un gas altamente tóxico y peligroso que no tiene color, sabor ni olor. Se genera como consecuencia de una combustión incompleta de los combustibles que utilizamos habitualmente tales como la madera, el carbón, el gasoil o el gas natural, cuando no hay suficiente oxígeno disponible en el ambiente para lograr una combustión adecuada.

Una intoxicación leve puede confundirse con un malestar estomacal o una gripe, por la similitud de los síntomas: vómitos, mareos, dolor de cabeza, cansancio, debilidad, entre otros. A mayor tiempo y exposición los síntomas empeoran, bajando la temperatura corporal, la tensión arterial y el pulso, pudiendo terminar con convulsiones, inconsciencia y hasta incluso la muerte.

Por ello, Camuzzi refuerza la importancia de una correcta instalación y mantenimiento de los artefactos a gas, siempre en manos de un instalador matriculado, y brinda las siguientes recomendaciones para que los usuarios puedan hacer un uso seguro del recurso:

1- VERIFICACIÓN ADECUADA: verificar periódicamente, y luego de largos períodos sin uso, con gasistas matriculados, el funcionamiento de los artefactos a gas, sus conductos de evacuación y las ventilaciones.

2- VENTILACIÓN: mantener una ventilación permanente de los ambientes y verificar que no estén obstruidas las rejillas de ventilación. Asegurar que los conductos de evacuación de gases y chimeneas no estén obstruidos ni desconectados.

3- USO CORRECTO: utilizar cada artefacto para el fin con el que fue fabricado. Es un error común, y peligroso, usar el horno o las hornallas para calefaccionar ya que consumen mucho oxígeno del ambiente en poco tiempo y no fueron diseñadas para tal fin. Además, es importante mantener las hornallas de la cocina limpias de líquidos y alimentos porque eso obstruye los quemadores y genera una mala combustión.

4- IDENTIFICACIÓN DE LA LLAMA: observar detenidamente el color de la llama, este siempre debe ser azul con los extremos transparentes. Una llama amarilla o anaranjada indica mal funcionamiento de los artefactos y la presencia del monóxido de carbono.

5- ARTEFACTOS ADECUADOS: en dormitorios y baños sólo pueden instalarse artefactos de tiro balanceado. En aquellos ambientes en donde funcionan artefactos de cámara abierta, son obligatorias las rejillas de ventilación permanentes. Solo se deberán instalar artefactos aprobados por los Institutos avalados por el ENARGAS. Adicionalmente, los artefactos deberán contar con válvula de seguridad y ser instalados en forma fija por un profesional matriculado. No está permitido el uso de mangueras de goma dada su alta peligrosidad.

Ante cualquier emergencia, los usuarios pueden comunicarse con las líneas de atención telefónicas de Camuzzi disponibles las 24 horas todos los días del año:
Camuzzi Gas Pampeana: 0800-666-0810 / 0810-666-0810
Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810

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 60.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.200.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego

Desde MetroGAS lanzamos una campaña de concientización que busca generar un fuerte impacto sobre las graves consecuencias que puede causar la inhalación de monóxido de carbono por una instalación deficiente y/o el mal funcionamiento de los artefactos instalados en las casas.

La campaña cuenta además con la interpretación a lengua de señas realizada por una persona sorda.
Sólo en 2023, el monóxido de carbono causó la muerte de 15 personas y otras 82 fueron hospitalizadas por intoxicación, de acuerdo con los datos obtenidos por MetroGAS sobre la base de las denuncias recibidas en su zona de distribución del gas natural por redes, que es la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en once partidos del conurbano bonaerense.

El lanzamiento de la campaña se concretó el viernes pasado en el marco de la conmemoración del Día de la Concientización y Prevención contra el Monóxido de Carbono, que coincide con el comienzo del invierno.

“Trabajamos en la producción de cuatro spots que buscan generar conciencia como premisa fundamental en la seguridad de nuestros clientes. La intoxicación por monóxido de carbono puede evitarse y desde la compañía no vamos a detenernos en esta lucha hasta que el número de accidentes fatales descienda a valores mínimos”, aseguró Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS.
Los spots podrán verse en nuestra web institucional, como así también en nuestro canal de YouTube, en LinkedIn, Instagram y Facebook y en algunos medios de comunicación, e incluyen dos de los valores fundamentales de la compañía, que son la seguridad de las personas y la inclusión, teniendo en cuenta que fue también interpretado por una persona sorda al LSA (Lengua de Señas Argentina).

Entre otras recomendaciones, recordamos la importancia de estar informados para evitar accidentes e intoxicaciones.
El monóxido de carbono es un gas inodoro, incoloro e insípido que se produce a partir de la combustión incompleta de gas natural u otros productos que contengan carbono, y esas características hacen que no sea percibido por los sentidos y que la persona expuesta no presente ninguna reacción de defensa.

Por eso, aconsejamos: revisar periódicamente la instalación con un gasista matriculado; no obstruir las rejillas de ventilación de los ambientes; y controlar que el color de la llama de los artefactos como la cocina, el calefón o la estufa sea siempre azul.

En lo que va del año, MetroGAS registró en su zona de distribución 16 intervenciones de sus técnicos ante episodios que involucran la presencia de monóxido de carbono, y al menos 28 personas terminaron afectadas, seis de las cuales fallecieron.

El informe elaborado por la empresa revela que hubo un aumento en la cantidad de casos relevados respecto al mismo período del año pasado, como así también de personas fallecidas.
Las estadísticas elaboradas por MetroGAS toman como referencia a los casos en los que la empresa tuvo intervención ante denuncias registradas en su zona de distribución, que es la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y los partidos de Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente, donde más de 2.400.000 clientes reciben el servicio de gas.

La provincia de Neuquén prevé ejecutar el proyecto de acueductos Red Azul, que llevará agua industrial para la estimulación de los pozos petroleros en Vaca Muerta, y toda la zona central de la provincia, y financiarlo con los ingresos que representarán los contratos a futuro del consumo de las operadoras. La obra demandará una inversión estimada de 100 millones de dólares.

“Necesitamos que las empresas comprometan un contrato de suministro de compra de agua industrial para su utilización a futuros años y con eso poder financiar esta obra”, explicó el ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry.

Recalcó que el proyecto “es vital para disminuir el impacto hídrico y también la huella de carbono, bajar los costos y mejorar la seguridad”. Indicó que en una etapa posterior se buscará “convertir una especie de Red Azul a Verde, con una red de irrigación en las puntas de los acueductos que vamos a diseñar”.

El ministro indicó que se trata de “un proyecto que habíamos planteado hace unos doce años y hoy retomamos” y precisó que la empresa estatal Emhidro “va a tener la función específica y fundamental de continuar con esta obra”.

Etcheverry estimó que la inversión ronda los 100 millones de dólares y dijo que se espera contar con esta nueva infraestructura durante el próximo año. Informó que ya está concluido el preproyecto y que ahora se debe ajustar con los nuevos volúmenes y caudales que necesitan las empresas. “Con eso se va a terminar el diseño y la valorización”, agregó.

Fundación YPF desarrolló un Centro de Simulación para que estudiantes y docentes realicen prácticas educativas, propias de la industria del petróleo y gas, en entornos virtuales.

El Centro fue creado por Fundación YPF junto a la Universidad Nacional del Centro e incluye simuladores de perforación y fractura hidráulica; autoelevador y excavadora.

Los estudiantes pueden emular prácticas de trabajo reales en un yacimiento de Vaca Muerta, dentro de un entorno seguro y de alta calidad educativa.

La presentación realizada en Torre Puerto Madero de YPF fue encabezada por el
presidente de la compañía, Horacio Marín y el director ejecutivo de Fundación YPF
Gustavo Schiappacasse, junto a los vicepresidentes de Asuntos Públicos, Lisandro
Deleonardis y Upstream, Matías Farina.

También participaron del evento becarios de la Fundación YPF, que son estudiantes de carreras vinculadas a la energía, quienes junto a sus mentores hicieron un recorrido por los simuladores y realizaron la experiencia inmersiva de una operación real, tanto de fractura hidráulica como de manejo de los equipos.

Esta iniciativa forma parte del programa de Vinculación Educación e Industria que tiene la Fundación YPF, con el objetivo de acercar el conocimiento y la innovación tecnológica de la industria energética a las generaciones que van a liderar el desarrollo de Vaca Muerta.

Dentro de este programa se organizan prácticas profesionalizantes y escuelas de campo, donde también se entrega equipamiento tecnológico para escuelas técnicas.

En las universidades regionales se llevan adelante seminarios, y se brinda apoyo a
los proyectos de investigación aplicada al petróleo y gas.

Pampa Energía firmó un acuerdo de siete años con Coca-Cola Andina Argentina para incorporar el uso de energía renovable en tres plantas embotelladoras y en su planta de producción de empaques. La firma contó con la presencia de Fabián Castelli, CEO de Coca-Cola Andina Argentina; Abelardo Gudiño, Gerente General de Coca-Cola Argentina y Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Por medio de este acuerdo, Coca-Cola Andina Argentina garantiza una base de consumo de energía de fuente renovable firme del 70 % y proyecta un volumen adicional para alcanzar hasta un 95 % de energías limpias en cuatro de sus plantas. La energía será suministrada desde el Parque Eólico Pampa Energía VI, ubicado en Bahía Blanca.

Con este convenio Coca-Cola Andina Argentina recibirá Certificados I-REC, una certificación de energía renovable internacional recomendada en el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG-Greenhouse Gas).

A partir de un acuerdo entre ambas compañías, Pampa Energía suministrará energía eólica para las operaciones de las plantas de Coca-Cola Andina en Córdoba, Trelew, Bahía Blanca y Andina Empaques.

“La firma de este acuerdo nos permitirá alcanzar un gran avance en nuestros objetivos de sustentabilidad y reducción de la huella de carbono. Esta iniciativa es fundamental para la estrategia de descarbonización de la compañía, robusteciendo con acciones concretas nuestro compromiso de conservar los recursos naturales y preservar así el medio ambiente” afirmó Fabián Castelli, CEO de Coca-Cola Andina Argentina.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, sostuvo que “Con este acuerdo fortalecemos nuestro compromiso con el medio ambiente y la construcción de un futuro más sostenible. En el último año, desde Pampa realizamos una inversión de U$S 260 millones para la construcción de nuestro quinto parque eólico, que nos permitirá incorporar 140 MW más de potencia y contribuir a que nuestros clientes puedan cumplir con sus objetivos de sustentabilidad”.

Abelardo Gudiño, Gerente General de Coca-Cola Argentina señaló que “A nivel global nos hemos fijado como meta reducir nuestras emisiones de gases de efecto invernadero en un 25 % para 2030. Implementamos soluciones innovadoras, una de las cuales incluye el uso de energía renovable”. Este compromiso se ejemplifica en el acuerdo entre Andina Argentina y Pampa Energía”, añadió.

Este acuerdo en Argentina se suma a otros convenios similares entre Coca-Cola Andina y proveedores de electricidad renovable en Chile y Brasil, para potenciar el pilar de “Acción por el Clima”.

Acerca de Coca-Cola Andina

Es una empresa dedicada a la producción y distribución de bebidas gaseosas, energéticas, isotónicos, agua embotellada y jugos; comprometida con sus clientes, colaboradores y proveedores cuidando el medio ambiente y trabajando con cada una de las comunidades donde opera. Su misión es agregar valor creciendo en forma sustentable, incentivando una mirada circular de todos los procesos, potenciando la retornabilidad de los envases, abordando una mayor eficiencia hídrica e incorporando alternativas concretas para disminuir las emisiones.
 

Acerca de Pampa Energía

Es una de las principales empresas integradas de energía de la Argentina. Desarrolla actividad en exploración y producción de gas y petróleo con presencia en el 8 % de Vaca Muerta. También es una de las mayores generadoras independientes de energía eléctrica del país, a través de centrales térmicas, hidroeléctricas y parques eólicos, y una empresa líder en contratos con grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista. Además, desarrolla una amplia gama de productos petroquímicos siendo la única productora de caucho, estireno y poliestireno del país. Es co-controlante de Transportadora del Gas del Sur (TGS), que transporta el 60 % del gas consumido en el país, y de Transener que opera el 85 % de las líneas de alta tensión de Argentina.

Acerca de Coca-Cola

La Compañía Coca-Cola (NYSE: KO) es una compañía de bebidas cuyos productos se venden en más de 200 países y territorios. Su portafolio incluye múltiples marcas valoradas en miles de millones de dólares en varias categorías de bebidas incluyendo a Coca-Cola, Sprite y Fanta. Algunas de sus marcas de bebidas hidratantes, deportivas son SmartWater, Powerade, Benedictino. Nuestras marcas de bebidas nutritivas, jugos, lácteos y hechas a base de vegetales incluye a AdeS.

En Argentina, Coca-Cola junto a sus cuatro socios embotelladores (Arca Continental, Coca-Cola Andina, Coca-Cola Femsa y Reginald Lee) elaboran y comercializan desde hace 81 años las reconocidas marcas de la Compañía: Coca-Cola, Sprite, Fanta, Cepita, Aquarius, entre otras.

Edgardo Volosin fue reelegido por unanimidad como presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

Volosin, con destacada trayectoria en el sector, asumirá su segundo período consecutivo en la presidencia de la entidad empresaria. Manifestó su gratitud por la reelección y reafirmó su compromiso de impulsar importantes proyectos para afrontar los desafíos de la transición energética en el país.

La nueva comisión directiva, según el consenso de los representantes de los asociados reunidos en Asablea General Ordinaria quedó constituida por Volosin (Edenor) como presidente y los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Marcelo Cassin (Epesf) y Fernando Pini (Edes).

Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep) ocuparán los cargos de secretarios, mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será el prosecretario.

El equipo directivo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero; Alberto Velarde (Apeba) como protesorero; y Walter Smichoski (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como miembros de la Comisión Revisora de Cuentas.

Además, fueron elegidos como vocales representantes de las principales distribuidoras socias de Adeera, reafirmando así el espíritu federal de la Asociación, que agrupa a empresas públicas, privadas, mixtas y cooperativas de 23 provincias y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Acerca de ADEERA

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

El gobernador de Buenos Ares, Axel Kicillof, sostuvo que “La inversión de YPF en Bahía Blanca (referidas al desarrollo de una planta productora de GNL para su exportación) no puede quedar enredada en cuestiones partidarias y coyunturales”.

En conferencia de prensa, el Gobernador hizo hincapié en que “Hay muchas empresas que habían decidido inversiones, y que ahora están a la espera de beneficios que no pidieron ni necesitaban: las preguntas que debemos hacernos con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es por qué y para beneficio de quién lo hacen”.

En dicha conferencia, que tuvo lugar en el Salón Dorado de la Casa de Gobierno, Kicillof explicó que se trata de “un régimen que puede resultarle atractivo a algunas compañías, pero que implicaría una pérdida importante de soberanía para el pueblo argentino”.

La referencia del Gobernador se relaciona con declaraciones que la semana pasada formuló el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín (ex Techint), que condicionó la realización del proyecto conjunto con Petronas a la adhesión al RIGI -que impulsa el gobierno nacional- , ya sea por parte de Buenos Aires, o de la provincia de Río Negro como alternativa.

Se trata de una inversión (gasoductos desde Vaca Muerta, Planta procesadora, instalaciones portuarias) que escalaría hasta los 30.000 millones de dólares para la que el RIGI, aún no aprobado por el Congreso, dispondría de una serie de muy ventajosas medidas fiscales, cambiarias, y legales por un período de 30 años. Kicillof las considera excesivas.

En ese sentido, Kicillof refirió que el proyecto de radicación de una planta de Gas Natural Licuado (GNL) en el puerto de Bahía Blanca: “ya había sido aprobado sin el RIGI: el acuerdo entre la compañías Petronas e YPF que se alcanzó en 2023 es el resultado de la planificación virtuosa del Estado que comenzó con la recuperación de YPF (2012) y la puesta en marcha de (la producción en) Vaca Muerta”.

Durante el último año del gobierno de Alberto Fernández el ministerio de Economía (a través de la Secretaría de Energía) elaboró un proyecto específico para impulsar este proyecto y lo puso a consideración del Congreso de la Nación. De hecho tiene media sanción de Diputados y restaba su tratamiento en el Senado.

“No se trata de un tema reciente, sino de un proyecto que lleva varios años: esta inversión es prioritaria para nuestra provincia y no puede quedar enredada en cuestiones partidarias y coyunturales”, explicó Kicillof.

En la misma conferencia de prensa el Gobernador anunció junto a miembros de su gabinete varias medidas en materia de transporte, cultura y políticas sociales. Fue junto a los ministros de Gobierno, Carlos Bianco, y de Transporte, Jorge D´Onofrio, y la presidenta del Instituto Cultural, Florencia Saintout.

La senadora bonaerense Teresa García consideró que el presidente de YPF está extorsionando al gobierno de Axel Kicillof con el proyecto para construir una planta de GNL en Bahía Blanca que permita vender el gas no convencional de Vaca Muerta al exterior.

Fue luego de que Horacio Marín le advirtiera al Gobernador que si la provincia de Buenos Aires no adhiere al RIGI la planta que se proyecta construir junto a Petronas, se instalará en Río Negro.

La presidenta del bloque de senadores de UxP informó que hace pocos días recibió “en la Legislatura bonaerense al intendente de Bahía Blanca (Federico Susbielles) y a todos los actores sociales de la ciudad por lo que significa esta inversión”, y aseguró que “los técnicos explicaron que Río Negro no tiene infraestructura y otras cuestiones necesarias que Bahía Blanca tiene resueltas”.

Al respecto, consideró que “lo del presidente de YPF es una extorsión clara y abierta”, y aclaró que “la Provincia va a resistir ser rehén y seguirá peleando por la atribución que tiene Bahía Blanca para quedarse con este emprendimiento”. La legisladora denunció que “hay una manipulación de la información y una sobreactuación con el apriete a la Provincia”.

Al referirse a las distintas situaciones que se conocieron alrededor del tratamiento de la Ley Bases, denunció que “es gravísimo que se naturalicen los acuerdos que se hicieron para conquistar votos de senadores a cambio de prebendas en el Ejecutivo”, y agregó que la actuación del ministro del Interior, Guillermo Francos, en este caso “es una vergüenza”.

La provincia de Neuquén registró en mayo un nuevo récord en la producción de petróleo, al alcanzar los 394.010 barriles por día, 0,94 % mas que en abril y 20,4 % más que en mayo del 2023. La producción acumulada entre enero y mayo de 2024 es 19.29 % mayor que la registrada para el mismo período del año pasado, informó el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén.

La producción de gas en mayo fue de 105,59 millones de metros cúbicos por día. La provincia alcanzó así el mayor volumen en su historia de producción hidrocarburífera.

De acuerdo a las cifras brindadas por el Ministerio, el incremento con relación a abril se debe principalmente al aumento de la producción en las áreas Bajada del Palo Este, La Calera; la Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste y Loma Campana.

En cuanto a la producción de gas en mayo, resultó 14,33 % máyor a la de abril y 19,84 % en términos interanuales. El acumulado en estos cinco primeros meses del año fue 11,05 % mayor que el registrado en el mismo periodo del año pasado.

La mayor producción de gas se debe principalmente al aumento de la demanda por el consumo ante la situación climatológica presentada en la región en este mes, se indicó.

Según se precisó, el incremento se debió principalmente al aumento en la producción de las áreas Fortín de Piedra, Aguada de la Arena, Aguada Pichana Oeste, Sierra Chata; El Mangrullo, y la Calera.

La extracción no convencional de petróleo representa 93,6 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,15 % de la producción de gas es del mismo origen.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Ca,ibe (IE-LAC) correspondiente al mes de abril 2024.

Este informe ofrece un análisis de las tendencias energéticas en la región, lo que es crucial para entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía, y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.

La inflación energética mensual tuvo un incremento en 9 de los 16 países analizados, con lo que se mantiene la tendencia al alza observada desde inicios del presente año. En el mes de abril 2024, la inflación energética regional alcanzó un valor de 0.89 %, más alta incluso que la inflación total mensual de la región, que fue 0.35 por ciento. se indicó.

La inflación energética anual de América Latina y el Caribe, en abril de 2024 respecto a abril de 2023, fue de 3.95 por ciento. Esta tasa supera la inflación total (3.54 %), situación que no se había registrado desde octubre de 2022, y es debido al incremento del precio internacional del petróleo que afecta directamente a los combustibles de uso doméstico, se explicó.

Por su parte, en lo países de la OCDE la inflación energética anual aumentó, alcanzando el 1,2 % en abril, tras el 0,6 % de marzo. Esto se explica, especialmente, por el aumento de los precios energéticos en los países del G7 (Canadá, Francia, Alemania, Italia, Japón, Reino Unido y Estados Unidos), puntualizó el informe de la OLADE, elaborado a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los países miembros de la Organización, e información publicada por OCDE.

El equipo de Voluntariado de MetroGAS, junto a la Fundación Multipolar, participó de una jornada de elaboración de viandas de comida para personas en situación de vulnerabilidad.

Las 16 personas que asistieron a la jornada de manera voluntaria, todas ellas integrantes de las distintas áreas de la empresa, cocinaron y envasaron 135 viandas que fueron repartidas entre quienes participan de los talleres y capacitaciones de la fundación, en la zona porteña de Villa Urquiza.

“En una época donde lo individual parece ser lo correcto, el hecho colectivo tiene que prevalecer. Me siento un privilegiado y ayudar me hace bien. Tiene que ver con mis orígenes: cuando era joven trabajaba mucho en acción social en el barrio en el que nací, que es en un barrio muy humilde. Siempre quise participar y para mí es importante dar el ejemplo, más que decir hay que arremangarse”, explicó Víctor Oberman, jefe del Centro Coordinador de Atención de Urgencias (CCAU) de MetroGAS.

La jornada de elaboración de viandas formó parte del Programa de Voluntariado Corporativo de MetroGAS y se enmarca en la responsabilidad de la empresa en fomentar la empatía y la inclusión, como así también el trabajo de los empleados en su compromiso con el bienestar de la comunidad.

“A través del voluntariado, MetroGAS nos brinda herramientas para colaborar con los que más nos necesitan. Me dio mucha felicidad haber podido hacer algo por el otro”, resaltó Marisa Gnazzo, administrativa de Legales de la compañía.

En el encuentro también estuvo presente la directora ejecutiva de la Fundación Multipolar, Melisa Hechenleitner, quien contó que desde la organización se dedican a “trabajar con personas que se encuentran en una situación de extrema vulnerabilidad social”.

“Los apoyamos, acompañamos con diferentes herramientas, equipos de trabajo, con profesionales, y también hacemos acompañamientos grupales para que puedan salir adelante a través del trabajo”, explicó.

MetroGAS trabaja junto a Multipolar desde 2021 cuando se la asistió y se facilitó el acceso al servicio de gas mediante el Programa de Instalaciones Solidarias, destinado a organizaciones de la sociedad civil. También fueron parte del Programa Compras Inclusivas, una iniciativa vinculada a la agenda 2030 de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas, como así también de distintas campañas de trabajo colaborativo en Navidad y en el Día de la Niñez.

El programa Voluntariado de MetroGAS tiene un enfoque respaldado por una política corporativa diseñada para su ejecución con el propósito de canalizar el potencial y las habilidades de sus empleados en beneficio del desarrollo social, involucrando a la empresa, a los colaboradores y colaboradoras, así como a la comunidad en general.

El ministro de Economía, Luis Caputo, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el presidente de YPF, Horacio Marín, recorrieron Loma Campana uno de los principales bloques que la compañía opera en Vaca Muerta. También, estuvo presente el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele.

Durante la visita, el ministro de Economía y el gobernador conocieron los detalles de los planes de YPF para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta en el marco del Plan 4X4 anunciado por el presidente y CEO de la compañía.

La energética tgs propuso al gobierno una inversión en obras de infraestructura de transporte de gas natural que, en 2026, permitirían sustituir millonarias importaciones de GNL y gasoil al país.

La compañía de energía, controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, presentó al Ministerio de Economía un proyecto de ejecución y financiamiento de obras para la ampliación de los sistemas de transporte existentes, con una inversión asociada de U$S 700 millones.

Su principal propósito es disponer de volúmenes incrementales significativos de gas natural en el nodo Litoral, estimados en 14 MMm3/día, en el invierno 2026, para dar confiabilidad al suministro energético y sustituir importaciones de GNL y gasoil (100 días al año), con gas de Vaca Muerta además de potenciar los saldos exportables a la región.

El proyecto está basado en el máximo aprovechamiento de la infraestructura de transporte existente, de alta eficiencia en términos de monto invertido por metro cúbico transportado, lo que se traduce en un menor costo para el usuario final, además de los menores plazos constructivos, se destacó.

Esta iniciativa privada sustituirá durante el período invernal las importaciones de GNL y gasoil que actualmente compensan el déficit de gas natural que presentan las cuencas del Norte y Sur del país, con precios que oscilan entre 11 y 18 dólares por Millón de BTU, de 3 a 5 veces superiores a los precios en los que se comercializa el gas desde la Cuenca Neuquina.

tgs aclaró que el proyecto es complementario y de ninguna manera excluye la posibilidad de avanzar con la construcción del Tramo II del GPNK y/o cualquier otra obra de infraestructura que permita impulsar el desarrollo de Vaca Muerta y la integración energética regional.

El plan está integrado por obras de ampliación en dos sistemas con marcos regulatorios diferenciados.

Por un lado, se propone ejecutar una obra en el Tramo Tratayén – Salliqueló del GPNK, bajo la Ley de Hidrocarburos y aplicando el Régimen de Iniciativa Privada (IP), que requiere un proceso de concurso para recibir y adjudicar las ofertas que presenten los interesados en su ejecución.

El proyecto podría estar habilitado en el invierno 2026, para lo cual es necesario arribar a la adjudicación antes de noviembre del corriente año.

Por otra parte, el proyecto se complementa con una ampliación en el sistema regulado de tgs, que financiará y ejecutará bajo los términos de su licencia y que permitirá que el gas natural incremental que arriba a Salliqueló por el GPNK acceda al área GBA, para luego ser transferido al sistema de TGN hacia el área del Litoral.

La obra en el GPNK contempla la instalación de tres nuevas Plantas Compresoras con un total de 90.000 HP y una inversión del orden de los U$S 500 MM. La obra en el sistema regulado de tgs abarca la instalación de 20 km de loops de cañería y la instalación de 15.000 HP de compresión en el Gasoducto Neuba II, más otras obras y pruebas para elevar su presión máxima de operación, con una inversión estimada en U$S 200 MM que tgs financiaría, aunque no resulte adjudicada en la ampliación del GPNK.

“Las reservas de Vaca Muerta son equivalentes a más de 120 años de consumo interno”, dijo Oscar Sardi, CEO de tgs, y agregó que “resulta imperioso que Argentina cuente con la infraestructura necesaria que le permita capitalizar estos recursos durante la transición energética”.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, y Luis Fallo, Director Ejecutivo del grupo Sielecki, destacaron que “Desde 2019, tgs viene invirtiendo más de U$S 700 MM en instalaciones Midstream para acompañar el desarrollo que impulsan los productores de gas en Vaca Muerta. Este proyecto, que agrega otros U$S 700 MM, refuerza la vocación de tgs y sus accionistas de apostar al crecimiento económico y social del país”.

Además, Mariani agregó que “de aprobarse la Ley Bases, el encuadramiento de la inversión privada dentro del RIGI redundará en menores tarifas de transporte de gas para los usuarios”.

“Los beneficios en la balanza comercial de Argentina ascenderían a más de U$S 700 MM/año y, en términos de ahorros fiscales, en el orden de U$S 500 MM/año, por la sustitución de estas importaciones a partir de la habilitación del proyecto. Todo ello, sin considerar los réditos por los saldos de gas natural que podrán exportarse a la región en el período estival al disminuir la demanda del mercado interno”, se indicó.

El proyecto además reactivará el crecimiento de diversos sectores económicos. No es un dato menor citar los impactos positivos en el Upstream, considerando que el desarrollo de 14 MMm3/día de producción incremental de gas natural implicará la perforación y completamiento de aproximadamente 20 pozos en la etapa inicial, con una inversión estimada del orden de U$S 400 millones.

Ello sin incluir las inversiones requeridas en el midstream que agregarían más de U$S 450 MM en instalaciones de acondicionamiento del nuevo gas a ser transportado.

“Estamos convencidos que es la alternativa de obra de ampliación más eficiente en este momento. Su contribución al suministro y su menor plazo constructivo permitirá a Argentina a partir del 2026 priorizar los recursos propios, dejando de erogar U$S 700 MM por año en importaciones que podrían ser reemplazados por gas de Neuquén a un costo de U$S 200 MM, generando un importante ahorro y garantizando el abastecimiento interno en cada invierno”, dijo Oscar Sardi.

Sobre tgs
tgs es la principal compañía de transporte de gas natural de nuestro país. A través de más de 9.300 kilómetros de gasoductos que atraviesan 7 provincias, transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste del país, hacia los centros de consumo urbanos.

Durante sus 32 años de historia, tgs se ha desarrollado y evolucionado como una empresa que ofrece servicios integrados, a partir de cinco líneas de negocios: • Transporte de gas natural, • Procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural, • Midstream en Vaca Muerta, • Telecomunicaciones, • Servicios.

tgs posee más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias del sur y oeste de la República Argentina, empleando más de 1.100 personas. En la ciudad de Bahía Blanca, tgs posee el Complejo Cerri y la Planta Galván, que son instalaciones muy importantes a nivel país, donde se procesan y comercializan líquidos derivados del gas natural.

En Neuquén, la compañía se consolidó como el primer Midstreamer de Vaca Muerta, a partir de la construcción de una planta de acondicionamiento de gas, Planta Tratayén, y un sistema de gasoductos de 183 km que recorre el corazón de la cuenca.

Actualmente brinda el servicio de operación y mantenimiento del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK).

Su flamante línea de negocios, tgs integra, le permite ofrecer servicios y soluciones en los activos de sus clientes a partir de la experiencia de sus equipos y los modernos equipamientos que la compañía posee.

A través de la empresa Telcosur, ofrece el servicio de ancho de banda en el sur y el oeste de nuestro país, ya que cuenta con un extenso sistema de redes de fibra y radio anilladas que cubren las ciudades más importantes de la región.

La distribuidora por red domiciliaria de energía eléctrica Edesur informó que “entró en funcionamiento el segundo transformador de 80MVA en la Subestación Caballito, como parte final de las tareas de reconstrucción, luego del incendio ocurrido el 10 de febrero”.

“De esta manera, se empiezan a retirar los grupos electrógenos de gran porte que permitieron dar servicio eléctrico a la zona afectada y garantizar el suministro a los clientes”. “La red recupera la potencia con la que contaba antes del incidente”, se{añó la compañía operada por Enel.

La reconstrucción de la subestación implicó el retiro de los equipos afectados, la demolición de techos y paredes que fueron afectadas durante el incendio, la reconstrucción edilicia, y la colocación de nuevos transforamadores, se describió.

“Seguimos trabajando en la Subestación con el tramo final de la obra civil para terminar con la reconstrucción”, se indicó.

La compañía Shell llegó a un acuerdo de compra de Pavillon Energy, el suministrador de gas natural licuado de la española Iberdrola entre otras empresas. La operación, en la que también pujaba Aramco, incluye el negocio mundial de comercialización de GNL con un volumen de suministro contratado de unos 6,5 millones de toneladas anuales (mtpa)

Con sede en Singapur, el negocio energético global de Pavilion Energy abarca actividades de comercio de GNL, transporte marítimo, suministro de gas natural y comercialización en Asia y Europa.

“La adquisición de Pavilion Energy fortalecerá la posición de liderazgo de Shell en GNL, trayendo volúmenes de materiales y flexibilidad adicional en nuestra cartera global“, dijo Zo-Y Yujnovich, director integrado de gas y Upstream de Shell. Adquiriremos la cartera de contratos de toma y suministro de GNL Pavilion, que incluye acceso adicional a los mercados estratégicos de gas en Asia y Europa. Al integrar estos en la cartera global de GNL de Shell, la petrolera está fuertemente posicionada para ofrecer valor de esta transacción, al tiempo que ayuda a satisfacer las necesidades de seguridad energética de sus clientes.

El acuerdo está por encima de la tasa interna de rentabilidad (IRR) de la tasa de obstáculos para el negocio de Gas Integrado de Shell, cumpliendo con su ambición de crecimiento del 15-25% para los volúmenes comprados, en relación con 2022, según se describió durante el 2023 del Día de los Mercados de Capitales.
La integración de las carteras comenzará una vez concluido el acuerdo, que se espera para el primer trimestre de 2025, sujeto a aprobaciones regulatorias y cumplimiento de otras condiciones.

El presidente de YPF, Horacio Marín, sostuvo que en la definición acerca del lugar donde habrá de instalarse la planta elaboradora de GNL (Buenos Aires o Río Negro) tendrán incidencia los incentivos económicos para el proyecto y la ayuda en permisos que determinen los respectivos gobierno provinciales.

“No hay discriminaciones, no estoy descartando a nadie”, afirmó Marín en declaraciones periodísticas, al tiempo que remarcó que “si obviamente (algunas de estas provincias decidieran) no adherir al RIGI -Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones- el proyecto ira a desarrollarse en la provincia donde haya RIGI”.

El directivo hizo referencia a que la tarea de análisis y viabilidad está a cargo del vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, quien tien por antecedente mas cercano participar en la construcción de Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (Etapa I) en el 2023.

“YPF y Petronas (socias en este proyecto de gran envergadura) evaluarán la mejor opción y luego iré personalmente a reunirme con los gobernadores (Axel Kicillof y Alberto Weretilneck) para mostrales los números”. “Acá nadie está jugando raro”, enfatizó Marín, quien agregó que “ya le envié cartas a los dos gobernadores para explicarles esto”.

La asfaltita es uno de los minerales neuquinos utilizados por la industria petrolera en la formación geológica Vaca Muerta. “De alguna manera reemplaza a otros productos importados y, por supuesto, contribuye a bajar los costos de la operación hidrocarburífera” por la cercanía con las locaciones adonde es utilizado, destacó el director provincial de Minería, Carlos Portilla.

Su uso “va tendiendo últimamente hacia la aplicación en lodos de inyección”. Este mineral cumple las funciones de sellado de pozos y de lubricación de la herramienta perforante.

Durante el año pasado se extrajeron en la provincia 7.259 toneladas de asfaltita, hidrocarburo sólido derivado del petróleo que es utilizado habitualmente en la elaboración de asfalto y la industria siderúrgica. Sin embargo, en Neuquén se lo emplea en mayor medida para cementar pozos petroleros.

La mina productora, ubicada en el departamento Pehuenches, al sur del río Colorado, límite con la provincia de Mendoza, es la más importante del país. Su cercanía con los pozos petroleros no convencionales ha contribuido a su crecimiento del 27,45 por ciento interanual, del 2022 al 2023, indicó Portilla.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recorrió (el lunes 17/6) el inicio de la obra de provisión de gas en la meseta de Añelo, que permitirá conectar más de 400 vecinos a la red de gas natural, e hizo hincapié en la decisión de YPF de mejorar el abasto de este insumo a dicha localidad. El gobernador detalló que significa “multiplicar por ocho la capacidad de provisión de gas” en esa zona.

Asimismo, participó de la inauguración de un centro de atención en kinesiología que fue financiado por Pluspetrol, con un costo de 117 millones de pesos.

En lo referido a la obra de provisión de gas, se ejecuta de la mano de Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa), la empresa estatal neuquina, lo cual permitirá a los vecinos dejar de calefaccionarse con leña. Forma parte de las inversiones que buscan mejorar la provisión de los servicios básicos y que cuentan con el acompañamiento del sector público y privado, se describió.

“Dejamos sentadas las bases para que podamos, de una vez por todas, seguir nutriendo de gas por redes a más habitantes de Añelo. Casi 435 van a ser en los próximos 60 días, los nuevos beneficiarios de poder tener gas natural en la localidad” (fuerte productora de gas no convencional en Vaca Muerta), remarcó.

El gobernador reiteró que en Neuquén “el principal eje debe ser el ciudadano” y destacó la importancia del trabajo en equipo y coordinado (Estado y empresas) “para brindarle las soluciones a nuestra gente”.

Las autoridades también participaron de la inauguración de la quinta etapa de la obra de cloacas, que contó con el aporte de las empresas PECOM y TSB. Posteriormente, recorrió un tramo de asfalto en la calle 24, que se ejecutó con la empresa Confluencia. Figueroa destacó el aporte de Pan American Energy para la concreción de las obras.

OBRAS EN SALUD

Figueroa también dejó inaugurado en Añelo el nuevo edificio de kinesiología del Hospital “Artemio Rubén Bautista” y la Clínica Médica Pragma, que permitirán jerarquizar las prestaciones de salud en la localidad.

“Nosotros estamos convencidos de que la cobertura del sistema de salud en la provincia debe crecer en lo público y en lo privado”, señaló.

Pluspetrol informó que la obra del primer Centro de Kinesiología en Añelo, se ejecutó en un plazo de 120 días, con un costo total de 117 millones de pesos financiados exclusivamente por la Compañía.

Cuenta con modernas instalaciones para la atención de la comunidad. Mejorará significativamente la calidad de vida de los habitantes locales, proporcionando acceso a servicios esenciales en un espacio moderno y totalmente equipado, se destacó.
El acto de inauguración contó con la presencia del Gobernador Figueroa y el Gerente General de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila.

“Este centro representa mucho más que una inversión económica; es aporte que suma al bienestar y la salud de la comunidad de Añelo y sus alrededores que antes debían trasladarse a otras localidades para acceder a sus tratamientos kinesiológicos. Nos sentimos muy conformes con la articulación lograda con el Ministerio de Salud de la Provincia, destacó Vila.

La iniciativa surgió en 2018 a partir de una necesidad planteada por las autoridades del Hospital local de Añelo, dado que en la zona de influencia carecían de un servicio de kinesiología.

En un primer momento (2020) Pluspetrol proporcionó el equipamiento necesario para la puesta en marcha del servicio, en instalaciones transitorias, mientras se puso en marcha el proyecto para la nueva obra.

Pluspetrol firmó en 2023 un convenio con el Ministerio de Salud, comprometiéndose a financiar y construir el nuevo centro de kinesiología según los planos elaborados por el Ministerio y en un terreno proporcionado por el Hospital. La construcción fue realizada por Corporación Forestal del Neuquén SA (CORFONE), una empresa del Gobierno de la Provincia especializada en sistemas constructivos en madera.

El nuevo Centro se desarrolla en una planta con una superficie de 140 m2, e incluye una sala de espera, sanitarios, cocina y oficina para el personal, depósito, un consultorio, tres boxes para atención kinesiológica y un espacio para ejercicios terapéuticos.

El gobernador destacó la expectativa “que genera el crecimiento de Neuquén”, que la ha convertido en un fenómeno migratorio nacional.

“Tenemos que crecer de manera federal, teniendo en cuenta siempre los gritos que existen desde el interior, como ese grito que tuvo en Salta, Güemes”, reflexionó, en alusión al feriado patrio en recordación de Martín Miguel de Guemes.

Por su parte, el ministro de Salud, Martín Regueiro señaló que “siempre es un orgullo poder inaugurar y aumentar la oferta prestacional en la provincia”, y remarcó que “cuando uno piensa en rehabilitación, piensa en kinesiología, piensa en alternativas que permitan que la gente no tenga que trasladarse, por caso, a Neuquén (capital) patra recibir atención”.

El intendente reconoció que “había una deuda con la comunidad de salud para Añelo. Este es el vínculo y el compromiso que tienen que tener las empresas y las operadoras con una comunidad que le aporta mucho”. “El desarrollo y el crecimiento también implica mas infraestructura para toda una comunidad”, señaló.

El nuevo edificio para el servicio de Kinesiología pertenece a la Zona Sanitaria V. La obra fue financiada por Pluspetrol y la Provincia realizó una inversión de más de 10.500.000 de pesos en equipamiento y mobiliario.

El Servicio de Rehabilitación y Kinesiología funcionaba desde hacía tres años aproximadamente en un tráiler equipado y donado por la misma empresa, con la proyección de tener un centro de kinesiología.

De las actividades también participaron los ministros Jefe de Gabinete, Juan Luis Ousset; de Infraestructura, Rubén Etcheverry; de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig y el delegado de la Región Vaca Muerta, Milton Morales, junto a otros funcionarios provinciales y municipales.

El Secretario General de los Petroleros Privados de Chubut, Jorge Avila, formó parte del contingente de representantes del sector energético nacional desde el sector sindical, en el encuentro con el Para Francisco concretado en el Vaticano.

Ávila expresó junto a sus pares y a directivos de empresas, y autoridades de diversas universidades argentinas, y del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la “profunda admiración y respeto hacia su investidura episcopal”, se indicó.

En ese marco, fue uno de los firmantes de la misiva cuya intención fue compartir con el Papa “el compromiso asumido en el marco del Foro Social, Académico y Laboral de la Industria de la Energía”, organizado por el Movimiento Internacional ‘Scholas Occurrentes’.

Durante ese encuentro, las partes han participado en diversas actividades inspiradas en las enseñanzas y reflexiones contenidas en sus encíclicas ‘Fratelli Tutti y Laudato Sí’, “comprometiéndonos a promover el diálogo y la generación de consensos con el firme propósito de actuar conforme a los valores de fraternidad y cuidado de nuestra casa común”, se indicó.

Dicha carta, menciona que “Argentina, como bien sabe, atraviesa tiempos complejos. En este contexto, creemos firmemente en la necesidad de fomentar la escucha y el entendimiento y la colaboración entre todos los sectores de nuestra comunidad”.

“Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a Su Santidad por su constante labor en favor de la Paz, la Justicia y el cuidado del medio ambiente”, continúa el escrito, mencionando asimismo que “su liderazgo y dedicación nos inspiran a seguir adelante en nuestro compromiso de construir un mundo mejor para las generaciones presentes y futuras”, prometieron.

En un importante acuerdo para garantizar el abastecimiento energético, Energía Argentina y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmaron la novena adenda al contrato de suministro de gas natural. Esta medida, que asegura el abastecimiento de gas para el norte del país durante agosto y septiembre, se da en un contexto marcado por la reducción significativa de las reservas de gas en Bolivia, que afectó la capacidad de exportación del país vecino.

El acuerdo permitirá la provisión de hasta 4 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas natural, atendiendo las necesidades del centro y norte argentino. Este flujo es vital mientras se avanza con la reversión del Gasoducto Norte, una obra que se proyecta será operativa para el 15 de septiembre. Una vez completada esta fase, se prevé un incremento significativo en la capacidad de transporte, con la adición de 5 MMm³/d al suministro existente. En una segunda etapa, se sumarán otros 4 MMm³/d, lo que contribuirá a satisfacer la creciente demanda energética de la región.

Contexto

La firma de esta adenda ocurre en un escenario complejo para Bolivia. El presidente Luis Arce anunció el año pasado que su país enfrentaba una escasez crítica de reservas de gas natural, lo que llevó a la cancelación de exportaciones a Brasil y Argentina. Este suceso marcó el fin de la denominada “Era del Gas” en Bolivia, una etapa que durante tres décadas sustentó su economía mediante la exportación de este recurso.

“Desde 2014, hay una declinación en la producción, que lamentablemente ha ido cayendo hasta tocar fondo. No se han repuesto esas reservas de gas y el país por lo tanto no tiene capacidad para producir más”, comunicó Arce.

Las reservas bolivianas actuales rondan los 33,6 MMm³/d, con exportaciones de 20 MMm³/d a Brasil y 6 MMm³/d a Argentina. Sin embargo, esta reducción en la capacidad de producción ha dejado a Bolivia con un déficit significativo para cubrir su consumo interno, estimado en 15 MMm³/d, de los cuales solo 10 MMm³/d están disponibles.

Impacto en la Relación Energética Regional

En otros tiempos, Argentina importaba hasta 20 MMm³/d de gas desde Bolivia, generando una transferencia de unos 6 mil millones de dólares anuales en ingresos para el país vecino en 2014. Sin embargo, la declinación en las reservas bolivianas y la falta de inversiones en exploración y nuevas tecnologías han cambiado el panorama.

La oposición en Bolivia ha criticado duramente al gobierno de Arce por centrarse en la explotación de reservas existentes sin destinar recursos a la exploración de nuevos yacimientos.

“En lugar de explorar, y de procurar mayores reservas, se dedicaron a explotar, como primera medida, para poder disponer de recursos. La exploración ha estado siempre descuidada”, expresó en su oportunidad el experto en hidrocarburos, Hugo del Granado.

Con la entrada en operación del renovado gasoducto, se espera una mejora significativa en la disponibilidad de gas en Argentina, reduciendo posibles desbalances en el suministro y fortaleciendo la infraestructura energética del país.

Si bien la firma de esta adenda no solo asegura el suministro de gas para el próximo bimestre, sino que también pone de manifiesto la importancia de las inversiones en infraestructura.

El gobierno nacional decretó que designará, “a propuesta de la Provincia de ENTRE RÍOS, a los TRES (3) integrantes de la Delegación Argentina ante la COMISIÓN TÉCNICA MIXTA DE SALTO GRANDE indicando asimismo a quién le corresponderá la Presidencia de la Delegación”.

El decreto 523/2024 publicado en el Boletín Oficial, lleva las firmas Milei, Luis Caputo, Diana Mondino. Señala que se “Sustitúye el artículo 2° del Decreto 132/2004”.

Dicho artículo determinaba que “la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS propondrá DOS (2) de los integrantes de la Delegación Argentina ante la COMISION TECNICA MIXTA DE SALTO GRANDE, correspondiendo la presidencia de dicha Delegación a UNO (1) de los funcionarios que la integren en representación del MINISTERIO DE RELACIONES EXTERIORES, COMERCIO INTERNACIONAL Y CULTO”.

En los considerandos del nuevo decreto presidencial se argumenta en favor de la decisión:

Que el Complejo Hidroeléctrico Salto Grande permite abastecer un porcentaje importante de la demanda eléctrica de la REPÚBLICA ARGENTINA, siendo motivo de orgullo de los entrerrianos.

Que dicho Complejo representa una obra icónica de la citada provincia, generadora de actividad económica a través de la energía producida, así como de las actividades conexas al aprovechamiento, tales como el turismo, la práctica de deportes y la pesca.

Que el embalsado de los ríos para la instalación de centrales hidroeléctricas repercute en el ambiente y las sociedades, siendo las repercusiones más evidentes las alteraciones de las costas y las afectaciones directas sobre la vida acuática.

Que, en ese marco, la Provincia de ENTRE RÍOS otorga especial relevancia al cuidado del medioambiente y, en particular, a los impactos ambientales positivos y negativos producidos por la construcción del aprovechamiento hidroeléctrico sobre el río Uruguay.

Que con el objetivo de permitir una adecuada coordinación y supervisión de las tareas relacionadas a los impactos medioambientales, resulta necesario asegurar la participación de la Provincia de ENTRE RÍOS en la estructura administrativa del aprovechamiento hidroeléctrico.

Que históricamente la Delegación Argentina ante la COMISIÓN TÉCNICA MIXTA DE SALTO GRANDE ha sido conformada por personas oriundas de la Provincia de ENTRE RÍOS, destacándose su conveniencia por razones de cercanía y la vinculación histórica y social con la obra de infraestructura.

Que con el fin de reconocer formalmente la participación de la Provincia de ENTRE RÍOS en la gestión del aprovechamiento hidroeléctrico, corresponde modificar el citado Decreto 132/04 con el fin de que los TRES (3) integrantes de la Delegación Argentina ante la COMISIÓN TÉCNICA MIXTA DE SALTO GRANDE sean propuestos por dicha provincia.

Esta argumentación y criterio podrían entonces ser replicados en favor de otras provincias que alojan centrales hidroeléctricas.

La Confederación de Entidades de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) y la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (CAME) firmaron un convenio de cooperación con el objetivo de promover el desarrollo comercial de las estaciones de servicio.

El acuerdo de cooperación mutua fue firmado por el presidente de CECHA, Isabelino Rodriguez; y el presidente y secretario de la CAME, Alfredo Gonzalez y Ricardo Diab; respectivamente, y forma parte de las acciones impulsadas por la Confederación para potenciar el crecimiento de las estaciones dentro del universo de las pymes.

El convenio busca promover el desarrollo comercial y social de las pymes y en particular de todas las estaciones de servicio del país, dotándolas de aquellas herramientas técnicas operativas puedan ser transmitidas y utilizadas para lograr la mayor eficiencia y competitividad en el desarrollo comercial que hoy técnica y profesionalmente requiere nuestro país.

Además contempla la potestad de asumir, cuando las partes así lo requieran una de otra, la representación institucional ante las autoridades nacionales, provinciales, municipales, legislativas como así también ante las entidades bancarias, financieras, organismos fiscales, nacionales y provinciales, y ante productores, distribuidores y mayoristas.

La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham) desarrolló en Washington DC y Houston una nueva edición del ciclo de intercambio público-privado del “Energy Program”, con la participación de funcionarios provinciales, legisladores nacionales, y empresarios del sector energético argentino.

Un comunicado de la entidad destacó que “el viaje se realizó bajo el compromiso que mantiene la Cámara por fortalecer y potenciar el diálogo bilateral sobre las oportunidades del sector energético y el traspaso de conocimiento e información para el desarrollo de la industria en Argentina, principalmente sobre la transición y seguridad energética”.

Las actividades se desarrollaron desde el lunes 10 y hasta el 14 de junio, y la agenda incluyó visitas coordinadas por el CEO de la Cámara, Alejandro Díaz, junto a Daniel Rellán, director técnico de Petróleo y Gas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

La delegación estuvo integrada por Alejandro Aguirre González, ministro de Energía de Tierra del Fuego A.e.I.A.S.; Fernando Banderet, intendente de Añelo, Neuquén; Antonio Carambia, intendente de Las Heras, Santa Cruz; Agustín Domingo, diputado nacional de Río Negro; Guillermo Koenig, ministro de Economía e Industria de Neuquén; Osvaldo Llancanfilo, diputado nacional por Neuquén; Facundo Manuel López, legislador de la provincia de Río Negro; Othar Macharashvili, intendente de Comodoro Rivadavia, Chubut; Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa.

También, por Nicolás Massot, diputado nacional por Buenos Aires; Emilio Monzó, diputado nacional de Buenos Aires; Federico Ponce, ministro de Energía e Hidrocarburos de Chubut; Ana Clara Romero, diputada nacional por Chubut; Pamela Verasay, diputada nacional de Mendoza; junto a representantes de AmCham Argentina y del IAPG.

La delegación visitó el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) donde fueron recibidos por Tomás Serebrisky, gerente de Infraestructura y Energía del BID. La comitiva también fue recibida en la Embajada Argentina en Washington DC, por el Embajador, Gerardo Werthein.

Adenás, mantuvieron reunión con los representantes del Departamento de Energía de los EE. UU., Christopher J. Freitas, director del programa de I+D de infraestructuras de gas natural; Natalie Kempkey, encargada de Asuntos Argentinos y Michael Mazur, asesor principal de la Oficina de Tecnologías Críticas y Emergentes, para profundizar sobre las tecnologías de mitigación del metano.

En Houston, Texas, la comitiva visitó la Rice University – Baker Institute, siendo recibidos por representantes de la entidad para brindar un espacio de discusión sobre la industria energética en América y la sostenibilidad en las transiciones energéticas.

El jueves, fueron recibidos en las oficinas de Shell y BP donde conversaron con referentes de ambas empresas. Y además se reunieron en la Alcaldía de Houston para reunirse con el equipo de Comercio Internacional, con quien dialogaron sobre las principales cuestiones del sector y la transformación energética. El itinerario de actividades incluyó la visita a las oficinas de Excelerate Energy.

Alejandro Díaz, CEO de AmCham, destacó que “Resulta fundamental promover espacios para el diálogo y el trabajo en conjunto entre el sector público y privado, para desarrollar un ambiente de negocios que garantice previsibilidad, confianza y viabilidad para los proyectos del sector en Argentina, de manera tal que permita a las compañías maximizar las oportunidades que ofrece nuestro país en materia de recursos hidrocarburíferos”.

“Se acortan los plazos para materializar estas oportunidades, pero se requieren que todos los actores públicos y privados aúnen criterios para concretar el desarrollo sustentable que Argentina necesita urgentemente”, agregó Díaz.

AmCham Argentina se define como una organización no gubernamental, independiente y sin fines de lucro, que desde hace 106 años trabaja promocionando el comercio bilateral y la inversión entre los Estados Unidos y la Argentina. Nuclea más de 700 empresas que emplean directamente a 420.000 personas y representan 42 rubros de la actividad económica, aportando el 24 % del PBI, el 39 % de la recaudación fiscal, el 35 % de las importaciones y el 45 % de las exportaciones argentinas.

El secretario de Energía, Eduardo Chirillo, sostuvo que “La Ley Bases es fundamental para el país, pero también va a marcar el despegue del sector energético”. “No es una Ley para el Presidente Javier Milei, es para todos los argentinos”, agregó.

La aplicación de la ley bases, puntualizó:
. Reduce al minimo la intervención del Estado.
. Profundiza la libre comercialización y competencia.
. Amplia los mercados -interno y externo- de energía eléctrica e hidrocarburos.
. Elimina el agotado concepto de soberanía energética y autoabastecimiento incorporados en la Ley de Expropiación de YPF.
. Maximiza la renta de explotación de recursos y satisface las necesidades de hidrocarburos del país.
. Otorga derecho a la libre exportación e importación.

El Senado de la Nación aprobó ajustadamente en votos el proyecto de la denominada Ley Bases que había llegado con media sanción de Diputados, pero con modificaciones varias aunque sin recorte de beneficios, y ahora deberá volver a ser tratado en la Cámara baja.

El título sexto referido a “Energía” comprende los artículos 99 al 161. Incluye la modificación de la Ley de Hidrocarburos 17.319. Y este rubro quedó incluído entre las inversiones pasibles de los beneficios que, por treinta años, otorga el Régimen de Incentivos (fiscales, cambiarios, legales, y otros) a las Grandes Inversiones (RIGI). Una de tales inversiones será el proyecto de producción de GNL (YPF-Petronas).

“Cuando la diplomacia nacional no avanza, actúan las provincias” comentó un operador político de Neuquén sobre la participación de los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) en la cumbre PRIORIDAD FII. Este evento, organizado por el Future Investment Initiative (FII Institute), se llevó a cabo en Río de Janeiro y fue convocado por el presidente de Brasil, Luis Ignacio “Lula” Da Silva, para tratar la transición energética y el potencial de la región norpatagónica, especialmente Vaca Muerta.

El presidente Da Silva encabezó la reunión, acompañado por sus ministros Rui Costa (Jefe de Gabinete), Renan Filho (Transporte), y Alexandre Silveira (Energía). Los gobernadores también se reunieron con Magda Chambriard, presidenta de Petrobras, y representantes del Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES).

Figueroa, durante su visita a Houston en mayo, ya había discutido con ejecutivos de la empresa energética brasileña sobre las perspectivas de Vaca Muerta para el Cono Sur y estudiando posibles inversiones en la cuenca neuquina. En el transcurso de la cumbre, se trataron temas esenciales para la región norpatagónica desde una perspectiva ambiental. Vaca Muerta fue destacada por su papel clave en la transición energética a través del desarrollo del gas, con la capacidad de exportar a países como Brasil, Chile, Paraguay y Bolivia. La provincia está avanzando en iniciativas para la descarbonización, con la meta de exportar gas ‘Net Zero’. La financiación de estos desarrollos fue un tema principal en las discusiones.

Weretilneck, por su parte, subrayó el avance en el mercado de peras y manzanas con Brasil, y el comercio de cebollas, que representa el 90% de la producción rionegrina destinada a este país. También mencionó los proyectos de ingeniería en cooperación con INVAP.

El evento FII PRIORITY Río de Janeiro 2024 se llevó a cabo bajo el lema “Invertir en dignidad”. Reunió a algunos de los inversores más influyentes del mundo, junto a líderes empresariales y jefes de estado. Durante la jornada, se exploró cómo la inversión en la transición ecológica, la tecnología, la innovación y la inclusión social puede contribuir a un nuevo orden mundial que priorice la dignidad para todos.

Frío frío..

La relación entre los presidentes de Brasil, Lula Da Silva, y Argentina, Javier Milei, se encuentra en un punto de distanciamiento sin precedentes. Lo que antes era una abierta rivalidad se ha transformado, por razones de prudencia, en un contraste que se ha intensificado en las últimas semanas, especialmente en el ámbito de la política exterior. Ambos líderes, que buscan ser vistos como figuras globales, han radicalizado sus posturas respecto al conflicto en Israel.

A diferencia de lo habitual en la política, las declaraciones de Javier Milei durante su campaña sobre Lula se han mantenido firmes una vez electo, exacerbando las tensiones entre las dos mayores naciones de Sudamérica. Es relevante recordar que Milei, durante su campaña, afirmó que no mantendría relaciones bilaterales con Brasil bajo su gobierno, calificando a Lula Da Silva como “comunista”. Milei también expresó su intención de alinear a Argentina con países como Estados Unidos e Israel, a los que considera parte del “mundo libre”.

La realidad, sin embargo, muestra que Argentina depende más de Brasil que viceversa. La diplomacia de Itamaraty (Brasil) se ha mostrado más precisa que la del Palacio San Martín (Argentina), cuando en un momento crítico, puso en suspenso por 24 horas el suministro de Gas Natural Licuado (GNL) al revisar minuciosamente una carta de crédito firmada por Enarsa para la compra de un cargamento con destino a Escobar.

En abril, Javier Milei había buscado mejorar las relaciones con Lula Da Silva solicitando una reunión a través de su canciller, Diana Mondino. En una carta enviada por Milei a Lula, según reportó el diario Folha de São Paulo, el gobierno argentino expresó un fuerte interés en mantener la relación bilateral y contenía un mensaje de saludo. Este fue el segundo intento de Milei para dialogar con Lula, después de que el presidente brasileño rechazara inicialmente la invitación de Milei a su toma de posesión el 10 de diciembre.

Lula y Milei mantienen una distancia muy difícil de encontrar en la historia de la relación entre Brasil y la Argentina. Lo que fue rivalidad abierta ahora es, por razones de prudencia, un contraste que se ha profundizado en las últimas semanas en el plano de la política exterior. Lula y Milei, que comparten la aspiración de ser vistos como actores globales, radicalizaron sus definiciones frente al conflicto entre Israel.
Pero todo indica que los dichos en campaña de Javier Milei sobre Lula, a diferencia de la tradición política, se matuvieron, lo que crea fuertes tensiones entre los mayores países de Sudamérica.

Cabe recordar que Milei durante su campaña dijo que bajo su gobierno él no mantendría relaciones bilaterales con Brasil ya que según él, Lula da Silva, actual presidente, es “un comunista”. En la ocasión dijo también que que, como Jefe de Estado, buscaría alianzas con países como Estados Unidos e Israel, identificándolos como parte del “mundo libre”.
Pero el mundo gira y todo indica que por estas fechas, la Argentina necesita más de Brasil que a la inversa y la diplomacia de Itamaraty es mucho más afinada que la del Palacio San Martín, incluso puso en jaque por veinticuatro horas el abastecimiento de GNL al observar con lupa una carta de crédito firmada por Enarsa para la compra de un cargamento con destino a Escobar.

Javier Milei reculó en abril y pidió una reunión con Lula Da Silva para mejorar las relaciones con Brasil. El libertario le envió una carta a su par brasileño a través de su canciller, Diana Mondino solicitando una reunión con Lula Da Silva. Según el diario Folha de San Pablo el Gobierno argentino “está muy interesado en mantener la relación bilateral”, y reveló que la carta contenía “un saludo”. Se trata, en este marco, del segundo intento realizado por Milei para conversar con Lula, quien inicialmente rechazó la invitación del argentino a la asunción presidencial del 10 de diciembre.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, dijo que el segundo tramo del gasoducto PNK requerirá una inversión de US$ 2.500 millones y se espera que la licitación esté adjudicada para diciembre, con la condición de financiamiento a cargo de la empresa o consorcio adjudicado. Comienza la importación de gas desde Chile.

La administración Milei ha estado atenta a las señales de alarma generadas por el desabastecimiento de gas en semanas recientes, especialmente para clientes industriales y estaciones de servicio de Gas Natural Comprimido (GNC). Por esa razón pusieron el ojo en las obras de las plantas compresoras del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), las cuales, según el plan original, deberían estar operativas en este momento.
Sin embargo y según dicen en Energía, debido al cambio de gestión, se han experimentado demoras en estas obras, las cuales se están abordando. La estatal Energía Argentina (Enarsa) ha establecido un nuevo cronograma para la finalización, prueba e inicio de operaciones de estas plantas, que están en proceso de montaje en Tratayen, en la provincia de Neuquén, y en Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires.

En la actualidad, el ducto de 30 pulgadas tiene una capacidad de transporte limitada a 11 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), pero se espera que esta capacidad se duplique una vez que las plantas compresoras estén operativas, alcanzando así su capacidad proyectada de 22 MMm3/d.

Según el último informe de Enarsa, a principios de junio la planta compresora de Tratayen, construida por la empresa Sacde del Grupo Pampa Energía, está aproximadamente un 87% completada. Este progreso se desglosa en un avance del 97% en la obra civil, un 83% en el piping o mecánica, un 88% en electricidad y cableado, y un 85% en equipos de instrumentación.

La fecha programada para las pruebas de funcionamiento de la cabecera del ducto, que se extiende por 573 kilómetros desde la Cuenca Neuquina, es el 15 de junio, con la primera inyección de gas programada para el 9 de julio, con la participación de la empresa transportista TGS, que operará el sistema por un período de cinco años.

La fecha del 9 de julio no solo tiene un significado simbólico por ser el día de la independencia, sino porque en esa misma fecha en 2023 se inauguró el Tramo I del nuevo gasoducto troncal por parte del entonces presidente Alberto Fernández y su vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner.

La segunda planta compresora, ubicada en Salliqueló y a cargo de la UTE Esuco y Contreras Hermanos, muestra un progreso significativo, con un avance general de obra estimado en un 53% a principios de junio. Este avance se distribuye en un 71% en la obra civil, un 42% en piping, un 23% en electricidad y cableado, y un 15% en instrumentación.

Según Enarsa, se espera que las pruebas para la obtención del permiso de funcionamiento comiencen el 30 de julio, con la primera inyección programada para el 30 de agosto.

Paralelamente a estas actividades, el gobierno nacional ha decidido avanzar con la licitación del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner (GNK II), que se extenderá aproximadamente 520 kilómetros desde Salliqueló hasta el sur de la provincia de Santa Fe, específicamente en el nodo gasífero de San Jerónimo. Este proyecto permitirá completar el proyecto original y duplicar la capacidad de transporte de gas a 40 MMm3/d, facilitando el transporte del gas incremental de Vaca Muerta a la región centro-litoral del país.

Según lo anunciado por Rodríguez Chirillo, esta obra requerirá una inversión de US$ 2500 millones y se espera que la licitación esté adjudicada para diciembre, con la condición de financiamiento a cargo de la empresa o consorcio adjudicado. El adjudicatario podrá utilizar como garantía de financiamiento los contratos a futuro que suscriba con las empresas productoras de gas, asegurando así su asignación de capacidad de transporte.

Además, se está planificando la creación de una empresa de midstream independiente, denominada Transportadora del Gas del Centro (TGC), que se encargará de operar y mantener los tramos I y II del gasoducto. Esta empresa podría incorporar activos de la actual Enarsa, junto con una posible participación de capital privado.

El gas que importa

Rodríguez Chirillo difundió los planes para asegurar el suministro de gas en la región del NOA durante el invierno, anunciando la importación desde el norte de Chile como si se tratase de una novedad. En un contrato entre ENAP y Enarsa, se estableció la importación de hasta 128 millones de metros cúbicos de gas desde la terminal de GNL de Mejillones hasta la provincia de Salta a través del gasoducto Norandino.

Este anuncio llega de que, a finales del año pasado, se reiniciara la exportación de gas a Chile, después de 17 años, a través del mismo gasoducto, con un volumen diario de 400.000 m³, proceso que finalizó en abril. A pesar de la alta demanda interna de gas, continúa la exportación a Chile a través de otros gasoductos que cruzan la cordillera.

Durante la semana de mayores cortes a fines de mayo, las exportaciones apenas se redujeron en un millón de metros cúbicos diarios, pasando de 6 MMm3/d a 5 MMm3/d.
Esto se debe en parte a que algunos envíos tienen la condición de ser firmes y su interrupción podría dañar la confianza en las relaciones comerciales. Además, los gasoductos que llevan gas desde la cuenca neuquina hasta el Área Metropolitana de Buenos Aires están operando al máximo de su capacidad, por lo que interrumpir estos flujos no resolvería la escasez interna.

En las últimas semanas, la mayoría de las exportaciones de gas neuquino han sido transportadas a través del Gasoducto GasAndes, que conecta La Mora en Mendoza, Argentina, con San Bernardo, en las afueras de Santiago, Chile, a través del Gasoducto Centro Oeste.

Además, se ha alcanzado un acuerdo con la brasileña Petrobras para ceder parte del gas boliviano. Este memorando contempla la cesión de gas boliviano para agosto y septiembre, pero podría extenderse a junio y julio. El objetivo es que Petrobras deje de consumir este gas y Bolivia suministre el volumen necesario para Argentina.Se espera que para septiembre, la reversión del gasoducto norte esté completada, lo que reducirá la importación de Bolivia a cero. Este proceso se espera que comience en agosto.

La Fundación Pampa Energía se sumó como aportante al plan de becas “Gregorio Álvarez”, que el gobierno de la provincia del Neuquén puso en marcha para garantizar la formación educativa de todos los estudiantes -desde el ciclo Inicial hasta la educación superior- a lo largo y ancho del territorio.

Pampa Energía es una de las grandes operadoras de Vaca Muerta y, como tal, decidió darle su respaldo a este programa que es inédito en el país y que apunta tanto a generar oportunidades, como a lograr la permanencia, egreso y reinserción educativa. El convenio lo firmaron el gobernador Rolando Figueroa y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía.

El gobernador agradeció el compromiso con la comunidad neuquina y destacó que el programa implica también un acompañamiento a las familias, “son muchos primeros profesionales que están accediendo a sus estudios. Es un programa que sigue creciendo, y el apoyo de las empresas para nosotros es muy importante”.

Mientras que Mindlin señaló: “es una gran alegría poder acompañar esta iniciativa del gobernador y trabajar juntos para que los estudiantes de la provincia cuenten con más oportunidades”. “Este nuevo acuerdo refuerza el compromiso de Pampa con la provincia y sus jóvenes. Es muy importante resaltar que hace ocho años que desde nuestra Fundación acompañamos a estudiantes de la querida provincia de Neuquén con becas y continuaremos haciéndolo”, agregó.

El aporte realizado al plan de becas Gregorio Álvarez, junto al trabajo que viene desarrollando la Fundación de forma sostenida en materia de educación, empleabilidad e inclusión social y comunitaria la convierten en “aliada de plata” de la provincia del Neuquén.

El programa de becas es una de las iniciativas medulares que puso en marcha el gobernador para reforzar las áreas esenciales (como Educación, Salud y Seguridad), cuyas partidas presupuestarias también pudo fortalecer debido al programa de austeridad que incluyó, entre otras cosas, la eliminación de gastos innecesarios del Estado.

Las becas -destinadas a redistribuir oportunidades- ya comenzaron a pagarse y se financian con los aportes de compañías vinculadas a la actividad hidrocarburífera, como Pluspetrol, Phoenix Global Resources, YPF, la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Pan American Energy (PAE), Tecpetrol y Vista.

A través de las resoluciones 95 y 96/2024 la Secretaría de Energía de la Nación fijó nuevos precios para los biocombustibles.

Fijó en PESOS SEISCIENTOS TREINTA Y CINCO ($ 635) 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, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En el mismo orden, fijó en PESOS QUINIENTOS OCHENTA Y DOS ($ 582) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta.

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.

Por otra parte, Energía fijó en PESOS NOVECIENTOS CINCUENTA Y UN MIL DOSCIENTOS OCHENTA Y CINCO ($ 951.285) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio 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.

El subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió al anuncio del Gobierno nacional sobre el aumento en las tarifas de la energía eléctrica y gas: “Este nuevo aumento de tarifas tiene la particularidad de ir en sentido regresivo: apunta a la quita de subsidios de los sectores de ingresos medios y bajos, impactando principalmente en los hogares más vulnerables del país y de nuestra provincia”, afirmó.

En una conferencia de prensa, el funcionario advirtió que “Dentro de las medidas anunciadas por el Gobierno nacional también se prevé que las personas que tenían una tarifa social provincial y habían sido incluidas de forma automática en la categoría N2 (menores ingresos) deberán empadronarse o perderán la categoría, pasando a pagar como una persona de altos ingresos”.

En el área de jurisdicción PBA existen 204 distribuidoras, 4 provinciales y 200 municipales (cooperativas o de gestión mixta), y totalizan 2.126.513 usuarios (41 % del total provincial). EDENOR y EDESUR son de jurisdicción nacional, y en la PBA tiene 3.067.644 usuarios (59 % del total).

Por categorías de segmentación de los usuarios Residenciales según niveles de ingresos, considerando el área jurisdicción de la Provincia de Buenos Aires, el 41 % es N1 (altos ingresos); el 42 % es N2 (bajos ingresos) y el 18 % es N3 (ingresos medios).

En lo que respecta a los usuarios Residenciales del área Edenor-Edesur en la provincia, el 27 % es N1; el 54 % es N2; y 19 % es categoría de ingresos N3.

Un informe elaborado por la Subsecretaría detalla que, al considerar el aumento del precio mayorista de la energía eléctrica, y la quita parcial de subsidios dispuesto por Nación la semana pasada, el impacto a la suba en la factura de un usuario Residencial N1 (EDEA, EDES, EDEN, EDELAP) para un consumo de 150 kWh/mes (Incluye impuestos) será de 14 por ciento (junio contra marzo/24).

Para un usuario Residencial N2 con un consumo de 150 kWh/mes (Incluye impuestos), la suba considerando el mismo lapso es de 80 por ciento.

El Impacto a la suba en una factura de electricidad para un usuario Residencial N3, para un consumo de 150 kWh/mes (con impuestos) es de 69 por ciento (junio contra marzo/24).

En lo que respecta al impacto en la factura del usuario Residencial de gas natural, por caso categoría R31 con consumo de invierno, el aumento (incluidos impuestos) para el N1 -Ingresos altos- será de 299 % (junio contra marzo).

Para la categoría R31 de usuario N2 (ingresos bajos) el incremento comparando los mismos períodos es de 604 por ciento.

Para la categoría R31 pero de un usuario N3 (ingresos medios) con un consumo propio del invierno, el impacto en factura es de 367 por ciento, señala el informe.

YPF Luz continúa con el avance de la construcción del Parque Eólico General Levalle, de 155 MW de capacidad instalada, que la compañía construye en la provincia de Córdoba.

Hasta la fecha (10/6), se montaron los 5 primeros aerogeneradores, un hito en la industria debido a que son los más grandes de Latinoamérica.

Cada montaje implicó la instalación de 5 tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador. Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. Cada aerogenerador tiene una potencia de 6,2 MW, pesa 395 toneladas y tiene una altura total de 204 metros.

Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble, se describió.

Hasta el momento el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. Cabe destacar que las condiciones de viento y atmosféricas fueron monitoreadas permanentemente para poder realizar el montaje dentro de la franja de seguridad aceptable.

“Este es un nuevo hito para nuestra compañía, que fue posible gracias al profesionalismo y trabajo articulado de todas las áreas involucradas en el proyecto. Sentimos una gran satisfacción al ver materializado este desafío. El montaje de los primeros aerogeneradores nos impulsa a seguir trabajando para ver el parque puesto en funcionamiento”, expresó Gonzalo Seijo, Gerente de Ingeniería y Proyectos de YPF Luz.

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total. Luego comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

Características del Parque Eólico General Levalle

Inversión: U$S 262 millones.

Factor de capacidad: de 51,7 %.

Potencia instalada: 155 MW.

General Levalle I: 62 MW – 10 aerogeneradores.

General Levalle II: 93 MW – 15 aerogeneradores.

Empleo en etapa de obra: 200 personas promedio, 400 en pico de obra

Superficie: 4.360 hectáreas.

350.000 TN CO2 evitadas de dióxido de carbono por año.

Energía equivalente a las necesidades de 190 mil hogares.

1 subestación para conectar ambos parques al sistema interconectado nacional a través de una línea de 66 kV y de 132 kV que se vinculan a la ET Levalle de EPEC.

Características de los Aerogeneradores

Tecnología: Vestas (modelo).

Capacidad instalada: 6,2 MW.

Dimensiones: altura torre: 125m – Largo de pala de 79,35m. Altura total 204 metros.

Peso: 360 toneladas.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país que opera desde 2013. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 3.163 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 218 MW.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite www.ypfluz.com

Eletrobras anunció la venta de un conjunto de siete centrales termoeléctricas a Âmbar Energia por 883 millones de dólares. La operación incluye una compensación ‘earn-out’ (prima del comprador) de 1.200 millones de reales (cerca de 210 millones de dólares), según un comunicado enviado al mercado.

Las centrales, alimentadas a gas natural, y situadas en los estados de Amazonas y Río de Janeiro, suman una potencia instalada de 2.059 megavatios (MW).

El año pasado, estas siete plantas aportaron una facturación neta de 2.400 millones de reales (420 millones de dólares aproximadamente) a las cuentas de la empresa.
Esta venta se suma a otra que realizó el año pasado Eletrobras, en la que transfirió a Âmbar el control de su última central térmica a carbón.

Eletrobras está tratando de deshacerse de las plantas más contaminantes, para cumplir la meta que se propuso de neutralizar totalmente sus emisiones de dióxido de carbono hasta 2030. 

Los socios de la Unidad Zama Wintershall Dea, Pemex (operador), Talos Energy y Harbour Energy han adjudicado el contrato para los estudios iniciales de Ingeniería y Diseño (FEED Front-end Engineering Design) para el desarrollo del yacimiento petrolero de clase mundial Zama a la compañía de ingeniería francesa DORIS.
El acuerdo destaca que DORIS se ha adjudicado el contrato de FEED para la unidad de desarrollo Zama y que se diseñarán dos plataformas costa afuera, 68 kilómetros de tuberías y cables, y una nueva instalación en tierra

“Zama es actualmente uno de los proyectos energéticos más importantes de México y estamos muy orgullosos de haber alcanzado este nuevo hito”, afirma Martin Jungbluth, Managing Director de Wintershall Dea en México. “Nuestro objetivo es desarrollar este gran campo de manera segura, en el plazo más eficiente y de la mejor manera técnica posible. Con DORIS contamos con un socio muy experimentado a nuestro lado para la fase FEED.”

Los trabajos de FEED se basarán en el alcance del Plan de Desarrollo Unitario aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) el año pasado. Abarca la planeación de dos plataformas marinas, 68 kilómetros de ductos y cables, así como una nueva instalación en tierra, totalmente dedicada al proyecto Zama, ubicada en la Terminal Marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco. La asociación de la Unidad Zama también planea minimizar la intensidad de los gases de efecto invernadero mediante el uso de la mejor tecnología disponible, el gas producido para la generación de energía en tierra, así como el uso más eficiente de la infraestructura de almacenamiento y transporte existente. 

  DORIS colaborará con las dos empresas mexicanas de ingeniería NOMARNA y SUMMUM para llevar a cabo los trabajos de FEED. 

“La adjudicación de FEED es un gran resultado gracias a la buena cooperación en nuestro Equipo de Proyecto Integrado (IPT, por su sigla en inglés), en el que colegas de las cuatro compañías socias de Zama trabajan juntos, cada día, en este extenso e importante proyecto. Me complace que estemos logrando un gran avance, juntos, como un solo equipo”, subraya Sylvain Petiteau, Vicepresidente del Proyecto Zama.

Zama es uno de los mayores descubrimientos mundiales en aguas someras de los últimos 20 años y fue el primer descubrimiento realizado por un consorcio internacional en México en 2017. Con unos recursos brutos estimados de 600 a 800 millones de barriles equivalentes de petróleo, se espera que Zama contribuya significativamente al suministro energético de México en los próximos 25 años, creando una actividad que apoyará el crecimiento del sector energético del país y generará un gran número de puestos de trabajo en los próximos años. Se espera que el yacimiento produzca hasta 180.000 barriles de petróleo al día en su punto álgido, lo que corresponde a alrededor del 10% de la producción total actual de petróleo de México.

Una vez finalizados estos estudios, la asociación de la unidad Zama procederá al proceso de licitación de los contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (EPC, por sus iniciales en inglés), seguido de la Decisión Final de Inversión.

Wintershall Dea es el segundo mayor accionista del campo Zama después del operador Pemex y tiene, de acuerdo con la Resolución de Unitización de marzo de 2022, una participación inicial de 19.83%, mientras que Pemex cuenta con 50.43%, Talos Energy 17.35% y Harbour Energy 12.39%. 

Wintershall Dea en México

Wintershall Dea llegó a México en 2017. La empresa ha comenzado a explorar y producir hidrocarburos en México en 2018. Desde entonces, la compañía ha logrado establecerse como una de las principales empresas internacionales de upstream en México, con intereses en licencias en todas las fases de la cadena de valor de E&P.
Con una participación del 50 por ciento, Wintershall Dea es desde 2018 operador del campo petrolero en tierra Ogarrio, en producción. La empresa estatal mexicana Pemex es socia y posee las acciones restantes. Además, la empresa es socia en el yacimiento productor Hokchi. El último éxito fue un importante descubrimiento de petróleo en el Bloque 30 operado por Wintershall Dea («Prospecto Kan»), que se estima contiene entre 200 y 300 millones de barriles equivalentes de petróleo en sitio. Adicionalmente, Wintershall Dea tiene intereses materiales en otros bloques de exploración offshore situados en el Golfo de México, en tres de ellos funge como operador

Genneia, la empresa líder en energías renovables en nuestro país, se reunió con el gobernador de Mendoza para compartir el nuevo plan de inversiones en la provincia. la empresa desembarca en Mendoza con la construcción de sus dos primeros parques solares. Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirá a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Alfredo Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Durante el encuentro, ambas partes conversaron sobre el plan de inversiones de Genneia en la provincia, el cual asciende a 250 millones de dólares y se ejecutará entre 2024 y 2025. El plan incluye la construcción de un nuevo parque solar en el departamento de Malargüe de 93 MW de capacidad instalada y que contará con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de 90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas. Este parque requerirá una inversión de 160 millones de dólares.

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevee que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos minero

“Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, dijo el Gobernador Cornejo y también expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Bernardo Andrews, CEO de Genneia manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, GENNEIA alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. Entre sus tres parques solares, Genneia además cuenta con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

En el marco del proceso de comunicación que la compañía viene realizando sobre las distintas etapas del Proyecto Andes, YPF informó que se cerró la instancia de recepción de ofertas para sus bloques convencionales (campos maduros).

En este proceso competitivo, YPF recibió más de 60 ofertas de más de 30 compañías nacionales e internacionales lo que demuestra el interés y el éxito de la propuesta de la compañía en el mercado, señaló la compañía.

Durante las próximas dos semanas YPF analizará las propuestas recibidas e iniciará las negociaciones finales tendientes a la firma de los acuerdos para la transferencia de los activos durante el segundo semestre, se describió.

Todo este proceso lo lleva adelante el Banco Santander junto a YPF como forma de garantizar la transparencia e independencia de las decisiones que se tomen, se reiteró.

El Proyecto Andes se extiende a 30 áreas convencionales agrupadas en 11 clusters ubicadas en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut. “Es de destacar que todos los clusters recibieron ofertas y generaron interés por parte de las empresas participantes”, destacó la empresa.

“Esta iniciativa es uno de los cuatro ejes del plan estratégico de YPF y busca optimizar el portafolio del Upstream, concentrando la inversión en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala”, indicó un comunicado.

El Secretario de Energía, Eduardo Chirillo, afirmó que “la obra del Gasoducto Néstor Kirchner no se paró nunca, se siguió con el esquema con el que se estaba trabajando”, en relación a la instalación de las plantas compresoras previstas para la Etapa I del ducto troncal (Tratayén-Salliqueló).

El funcionario describió que “el 14 de junio Tratayén (localidad que aloja la primera planta compresora) entra en funcionamiento, y en Salliqueló (la segunda planta), entra a mediados de agosto. Con eso llegamos a los 22 millones metros cúbicos día” de capacidad de transporte, duplicando la actual.

En declaraciones periodísticas Chirillo hizo referencia a que “Hay un segundo tramo ( del GPNK) muy importante”, y anunció que “estamos convocando a una licitación (para la construcción) con financiamiento privado”. Se refiere a la continuación del mismo ducto troncal, diseñadó para unir Salliqueló (Buenos Aires) con San Jerónimo (sur de Santa Fe), con una extensión de 524 kilómetros.

“Van ser de las obras más importantes, el segundo tramo y las tres estaciones compresoras que permitirán transportar hasta 40 millones de metros cúbicos diarios”, agregó el funcionario, en referencia al proyecto diseñado durante el gobierno de Alberto Fernández.

La Etapa 1 del GPNK fue construída por la UTE Techint-Sacde (dos de los tres renglones en los que se dividió la obra) y por la empresa BTU (el tercer renglón).

Cabe referir que, en octubre del año pasado, la empresa estatal Enarsa realizó un llamado a licitación para el suministro de los caños destinados a la segunda etapa del GPNK.

Las empresas interesadas en participar de la licitación debían incluir una propuesta de financiamiento, a diferencia de lo que ocurrió con la cañería del Tramo I, y su tendido, que se construyó con financiamiento del Estado nacional.

Esa licitación buscó asegurar el pronto aprovisionamiento de los tubos de acero de 36 pulgadas y 12 metros de largo cada uno, similares a los que se utilizaron en la Etapa I, adjudicados a Tenaris-SIAT (GrupoTechint).

Ahora, resta saber el cronograma que fijará el gobierno para avanzar con la licitación de todo lo referido al GPNK Etapa 2.

Con un costo calculado en 15 millones de dólares, YPF construirá en Neuquén un gasoducto de 14 kilómetros, entre Tratayén y la meseta de Añelo, para habilitar el abastecimiento de gas a los barrios e industrias radicadas al norte de la ciudad, anunció la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La obra permitirá que el servicio pueda llegar a cientos de familias de forma segura, ampliando la infraestructura para hacer sustentable el desarrollo de Vaca Muerta.

El anuncio lo realizó el Vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, durante un encuentro de la Mesa de Infraestructura de Vaca Muerta, que se realizó en la Casa de Gobierno, y del cual participó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y otras operadoras del sector.

El proyecto ejecutivo de la obra se encuentra en elaboración. Contemplará un gasoducto de 6 pulgadas que conectará la zona productiva de Vaca Muerta en el yacimiento No Convencional Loma Campana con la meseta de la localidad de Añelo.

Gallino afirmó “Vengo a ratificar un compromiso de nuestro presidente y CEO, Horacio Marín, de hacer esta obra que no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y crear nuevas oportunidades”.

“Esto es una apuesta a futuro, pensando en una Argentina que necesita desarrollar sus recursos para convertirse en una potencia energética” remarcó.

“Venimos a ratificar la inversión y estamos trabajando para que los habitantes de Añelo puedan disfrutar del gas natural, que como decía el gobernador, no tienen como calefaccionarse en invierno”. Y también se busca fortalecer la red industrial para que en la zona haya un crecimiento de las Pymes”, destacó Gallino.

El gobernador Figueroa destacó que “este paso que da YPF en trabajar por la sustentabilidad social lo aplaudimos, lo agradecemos y lo señalamos como un acierto”.

El Gobernador explicó que es una inversión de más de 15 millones de dólares a cargo de YPF, que “va a contribuir a fortalecer la provisión de gas a una localidad que lo está pidiendo hace tiempo y que, creo yo, es un deber moral poder llegar con esta solución a todos los habitantes de Añelo”.

Por su parte, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, sostuvo que “esta es una obra muy necesaria y esperada para Añelo, que permitirá que cientos de familias puedan acceder al gas”. “Agradecemos el compromiso de YPF de iniciar esta infraestructura fundamental para nuestro desarrollo”, concluyó.

El proyecto

Este ducto tendrá capacidad para abastecer no sólo el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima dinamizando la economía de la zona.

La construcción de la red de distribución, las conexiones y abastecimiento de gas quedarán a cargo de la empresa u organismo que tome la distribución del servicio.

Con esta obra, 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.

TotalEnergies anunció el comienzo de las actividades de perforación, para su posterior conexión, de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, el desarrollo gasífero costa afuera operado por la compañía e impulsado junto a sus socios. La unidad comenzó la perforación del primero de los tres pozos horizontales el 24 de mayo, iniciando la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto. Las actividades de perforación y completación se extenderán aproximadamente por 7 meses, de acuerdo con el cronograma.

La plataforma Noble Regina Allen, instalada a 60km de las costas de Tierra del Fuego, es el equipo elegido por TotalEnergies y sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy para la perforación de los tres pozos horizontales costa afuera. Es la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto de gas convencional más importante de la Argentina.

El jackup rig – nombre técnico que recibe la plataforma de perforación Noble Regina Allen -llegó al país concluyendo exitosamente un traslado transoceánico de más de 14.000 km desde el Mar del Norte en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargado en la zona de operación del proyecto.

El equipo elegido para la perforación es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas. Posee una amplia cubierta de 8.570 m2, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y una profundidad de perforación de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones climáticas del Atlántico Sur.

La acción de ensamblado del Noble Regina Allen fue ejecutada mediante un sistema especial que posicionó a la unidad por encima de la estructura de producción Fénix, que fuera instalada en febrero pasado.

El plantel encargado de la actividad de perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas. El equipo a cargo de las operaciones está integrado en un 50% por profesionales de origen argentino y pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

Con una inversión de 700 millones de dólares, Fénix es el principal proyecto de gas convencional en curso en el país, y se proyecta que genere 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo que implicaría aumentar en 8% la producción total del país.

Todas las actividades costa afuera del proyecto se desarrollan en simultáneo con las operaciones de producción ya en curso que Total Austral, filial argentina de TotalEnergies, lleva adelante hace décadas en la Cuenca Marina Austral, el campo costa afuera más austral del mundo.

Sobre TotalEnergies

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 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.

La Secretaría de Energía señaló que “El usuario electrodependiente tiene un servicio ininterrumpible, y es de categoría prioritaria”.

“Por lo tanto, si sufre un corte de luz se le restablece el servicio de forma inmediata. Las 48 horas hábiles son para colocarle una fuente alternativa de energía”, indicó.

Y añadió que “antes, ese usuario que solicitaba una fuente alternativa de energía lo hacía pasando primero por el ENRE y después por la distribuidora. Ahora, lo hará directamente con la distribuidora”.

Energía sostiene que “las resoluciones que publicó el ENRE vienen a transparentar, eficientizar y regular el procedimiento para una mejor atención de los electrodependientes”.

Cabe señalar que el organismo regulador (ENRE) oficializó el jueves 5/6 las resoluciones 329/2024 y 330/2024, que reformularon los procedimientos para la realización de las obras correspondientes a la provisión de la Fuente Alternativa de Energía por parte de las distribuidoras a solicitud de los usuarios de Edenor y Edesur, inscriptos en el Registro de Electrodependientes por cuestiones de Salud.

También varió el régimen de aplicación de sanciones por incumplimiento de los plazos correspondientes por parte de las distribuidoras.

La UTE Techint-Sacde anunció la finalización de los trabajos de soldadura en línea regular correspondientes a los renglones 2 y 3 del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte.

Este proyecto permitirá abastecer a las provincias del norte argentino con gas producido en Vaca Muerta (NQN). En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, lo que equivale a un promedio de avance de 3 kilómetros diarios en el ducto.

Esta etapa, que finalizó en la localidad de Arroyo Cabral, provincia de Córdoba, contó con un sistema de soldadura automática que permitió reducir los tiempos de ejecución y culminar los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, se indicó.

Esta tecnología, utilizada por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), permite realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción, puntualizaron.

Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contempla el tendido de 100 kilómetros de un gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías de Villa María.

Por estos días continúan los trabajos de zanjeo, empalmes, cruces especiales, revestimiento, bajada y tapada de la cañería, para luego iniciar las pruebas hidráulicas, se detalló.

AXION energy, marca líder de combustibles, está presente por cuarto año en la feria Agroactiva, uno de los eventos más importantes del sector agropecuario argentino.

En un stand ubicado en la calle principal, la marca refuerza el posicionamiento de su combustible premium “QUANTIUM DIESEL” y su gama de soluciones para el sector. De esta forma, a través de su negocio AXION energy Agro, la marca continúa consolidándose como líder en el mercado al ofrecer productos de la más alta calidad y tecnología avanzada.

QUANTIUM DIESEL, el combustible premium de AXION energy, se destaca por su rendimiento excepcional, refinado con la más alta tecnología y estándares de calidad para mejorar el desempeño de los motores.

Además, los asistentes a la feria también podrán explorar la gama de productos Castrol, marca líder en lubricantes, que complementa las soluciones de AXION energy Agro para todo tipo de maquinaria agrícola.

“Estamos muy contentos de participar en esta nueva edición de Agroactiva 2024”, afirmó Juan Pablo Juliano, gerente ejecutivo de Negocios B2B. “Nuestra presencia en la feria es una oportunidad única para mostrar nuestras soluciones y productos para el sector, y reforzar nuestro vínculo y compromiso con el desarrollo del campo argentino” agregó.

Presente desde 2017, AXION energy Agro sigue afianzándose como una red consolidada en el mercado agropecuario del país, conformada por 64 puntos de venta.

Dentro de su gama de productos, además de QUANTIUM DIESEL y los lubricantes Castrol, los productores del campo pueden encontrar el combustible AXION DIESEL X10, que cumple con la norma Euro V y contiene un paquete de aditivos que limpia y mantiene las partes vitales del motor, asegurando un rendimiento óptimo y una mayor durabilidad de los equipos.

“En relativamente corto tiempo, logramos consolidar una red con presencia en todas las zonas productivas del país, brindando combustibles y lubricantes de la más alta calidad, acompañado con soluciones de excelencia operativa y altos estándares de servicio”, sostuvo Juliano.

Cabe destacar que en 2023 la red Axion Agro alcanzó un market share del 25 % en el segmento por tercer año consecutivo, consolidando su presencia en el sector.

Los visitantes de Agroactiva tienen la oportunidad de conocer de cerca todas las novedades de la marca, presenciar charlas con expertos del sector sobre combustibles, lubricantes, contexto del negocio y canje de granos, y explorar todos los beneficios de los productos y servicios que tiene AXION energy Agro para ofrecer desde el 5 de junio al 8 de junio en Armstrong, Santa Fe.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad de Zárate.

Este primer encuentro posibilitó a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial.

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo -a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”.

Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”. El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo.

Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades.

YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Marín, presidente y CEO de la compañía.

Esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica.

“Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junt o a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes. Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición.

YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100 % renovable.

OPINION

El Ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, opinó que “sobre llovido, mojado. Desde junio, 7 de cada 10 familias serán golpeadas por nuevos aumentos de tarifas de hasta 155 % ordenados por Milei, atribuciones que le da el DNU y le va a dar aún más la Ley Bases”.

El actual diputado Provincial neuquino explicó que “la combinación del decreto 465/24 que eliminó los topes de aumento de tarifas para los hogares de ingresos medios y bajos, y las resoluciones 92/24 de la Secretaria de Energía fijando el nuevo precio estacional de la Energia Eléctrica, la Resolución 90/24 que disminuyó los topes de consumo subsidiado para los usuarios N2 y N3, y la Resolución 91/24 de la SE que establece los nuevos valores del Gas en PIST para el Invierno, derivarán en otro tarifazo para la inmensa mayoría de los Argentinos”.

Martínez declaró que “el golpe en la Electricidad será de 155.9 % para las familias de ingresos medios y de 99,3 % para los hogares de más bajos recursos, solo si no superan un consumo mensual en Neuquén de 500 kw/h y 700 kw/h respectivamente, porque de lo contrario, el tarifazo será más brutal aún”.

El Legislador Peronista agregó que “en materia de Gas y justo en pleno invierno, el nuevo aumento será de 55 % para las familias de menores ingresos y de 64 % para los hogares de clase media, siempre que no consuman más de 41 m3 mensuales, porque de lo contrario el incremento en las facturas será mayor”.

Martínez expresó que “el DNU de Milei, que Figueroa protege con sus legisladores en el Congreso, y la Ley Bases que el Gobernador mandó a votar, son los que permiten que le metan la mano en el bolsillo a los Neuquinos con estos tarifazos sin fin”.

“Señor Gobernador, abandone su silencio cómplice, es momento de defender los intereses y el bolsillo de los Neuquinos oponiéndose a estos tarifazos, derogándole a Milei el DNU y no regalarle los votos para la Ley Bases”, señaló.

Por Santiago Magrone

Luego de la pausa dispuesta en mayo para morigerar la inflación, el ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, activó una serie de resoluciones (90-91-92-93/2024) en las cuales definió, para un período de transición que arrancó este mes, aumentos en los precios estacionales del gas y la electricidad, con nuevos topes a la baja del consumo básico subsidiado de estos servicios a nivel Residencial -Usuarios N2 y N3, de ingresos bajos, y medios-.

Se trata de consumos con límites mas bajos a los que se les aplicará una “bonificación” porcentual en el precio a facturar, tomando como referencia la tarifa que pagan los usuarios Nivel 1 (de altos ingresos). Todo lo que exceda esos “consumos base” deberá pagarse a tarifa plena.

De la combinación de menores niveles de consumo con subsidio, y aumentos en los precios de producción del gas y de la electricidad resultarán fuertes incrementos en las facturas en general, y de los usuarios N2 y N3 (de ingresos bajos y medios) en particular.

En las resoluciones ya oficializadas y vigentes, la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo dispuso la actualización (1/6 al 31/10) de la Programación Estacional de Invierno para el Mercado Eléctrico Mayorista, en el Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE), los que sumados al Precio Estabilizado del Transporte (PET) deben ser facturados a los usuarios en base al esquema antes señalado, de “bonificación” parcial para los N2 y N3. Los N1, los Grandes Usuarios (GUDIS) y el alumbrado público pagan todo a tarifa plena.

En el mismo orden, Energía activó también nuevos precios estacionales (1/6 al 30/11) en dólares para el gas PIST -en el punto de ingreso al sistema de transporte- a ser trasladados a los usuarios finales. Los precios varían según las subzonas geográficas del país atendidas por las diversas distribuidoras, y serán “bonificados” en parte los usuarios N2 y N3.

Electricidad

Desde Energía se detalló que el gobierno estableció el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), el cual se trasladará a las facturas a partir de junio, y que “para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos se fijaron el PEE, el PET y el POTREF”.
El traslado del PEST será, 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): Entre 56.019 y 59.298 $/kWh.

● N3 (ingresos medios): El consumo base pasa a 30.000 $/kWh, mientras que el consumo excedente pasa a los valores indicados para el segmento N1.

● N2 (ingresos bajos): El consumo base pasa a 20.000 $/kWh, mientras que el consumo excedente se pagará a los valores indicados para el segmento N1.

“De este modo, a los fines de ir alcanzando la normalización del sector eléctrico, se establece un precio único para todos los usuarios que permitirá que los usuarios residenciales contribuyan con una mayor cobertura del costo de suministro. Al mismo tiempo, el Gobierno -conforme a lo previsto por el Decreto 465/24- determina las bonificaciones de los precios mayoristas, acorde a los niveles de ingreso de los usuarios y hasta cierto límite de consumo”, se indicó.

A modo ilustrativo, si consideramos consumos promedio residenciales de 260 kwh, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes, según nivel de segmentación:
● N1 pasará de $ 24.710 a $ 30.355
● N3 pasará de $ 6.585 a $ 16.850
● N2 pasará de $ 6.295 a $ 12.545

Las distribuidoras de energía federales y provinciales deberán mostrar en las facturas de sus usuarios el monto de la bonificación que recibe cada uno por parte del Estado Nacional.

Sobre esta base, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y las jurisdicciones locales definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución, según corresponda.

GAS PIST

La S.E. señaló que “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 nuevos precios de producción de gas en el PIST que se trasladarán a los usuarios a partir de este mes.

Dicho traslado se realizará, para los usuarios residenciales N1 (ingresos altos) y los sectores productivos (comercios e industrias) a 3,30 USD/MMBTU, según la distribuidora.
Con relación a los N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios), para junio 2024, el traslado del nuevo PIST, con las bonificaciones según Decreto 465/24, se hará de la siguiente manera:

● N3: El consumo base es de 1,50 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU.
● N2: El consumo base es de 1,20 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU. Para las Subzonas Tarifarias Buenos Aires Sur, Chubut Sur, Provincia de Neuquén, Cordillerano, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego el consumo excedente se paga a 2,50 USD/MMBTU.

“De este modo, a los fines de ir alcanzando la normalización del sector eléctrico, se establece un precio único para todos los usuarios que permitirá que los residenciales contribuyan con una mayor cobertura del costo de suministro. Al mismo tiempo, el Gobierno -conforme a lo previsto por el Decreto 465/24- determina las bonificaciones de los precios mayoristas, acorde a los niveles de ingreso de los usuarios y hasta cierto límite de consumo”, remarcó la Secretaría.

A modo ilustrativo, durante junio 2024, en los tres niveles de segmentación, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes:
● N1, con un consumo promedio de 149 m3, pasará de $ 25.756 a $ 28.142
● N3, con un consumo promedio de 171 m3, pasará de $ 24.465 a $ 26.865
● N2, con un consumo promedio de 159 m3, pasará de $ 15.638 a $ 20.797

Sobre esta base, el ENARGAS definirá los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución.

“Esta actualización de precios en el Punto de Inyección al Sistema de Transporte se realiza tras haber postergado dicho ajuste para el mes de mayo de 2024” recordó Energía, y argumentó que “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”.

LOS TOPES DE CONSUMO SUBSIDIADOS

Entonces, para los usuarios de los niveles N2 y N3 el Gobierno Nacional redujo los topes de consumo máximos subsidiados y las bonificaciones sobre los precios mayoristas de energía eléctrica y gas natural para el denominado Período de Transición (entre junio y el 30 de noviembre de 2024), según Decreto 465/24.

Energía sostuvo que “Se efectiviza así el inicio del proceso para pasar de un régimen de subsidios generalizados a uno focalizado, en el cual el usuario puede conocer el costo del kwh de energía eléctrica y del m3 de gas natural que es idéntico para todos, y la asistencia que le brinda el Estado Nacional a los usuarios según su capacidad de pago y que alcanza hasta un límite de consumo mediante el reconocimiento de un pago menor (bonificación)”.

En cuanto a los topes o límites de consumo bonificados:

1) En el caso del gas natural: N1 no tiene topes. N3 mantiene vigentes los topes establecidos en la Resolución de la Secretaría de Energía 686, según distribuidora. A los N2, se le aplican los mismos topes de consumo que para los N3.
2) En energía eléctrica: N1 no tiene topes. N3, cantidad subsidiada de 250 kWh/mes, reemplazando los 400 kWh/mes. El N2 tendrá un máximo de consumo subsidiable de 350 kWh/mes, dejando sin efecto el hecho de que estos usuarios no tenían ningún límite al consumo subsidiado, incentivando con esta medida el consumo eficiente y responsable.

Los nuevos topes de consumo para los usuarios eléctricos sin acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, ubicados en determinadas zonas bioclimáticas, sólo para el período del 1º de junio hasta el 31 de agosto de 2024, son: N3, 500 kWh/mes, y N2, 700 kWh/mes.

Los consumos menores a los topes establecidos se denomina consumo base. Los consumos mayores a los topes establecidos se considerarán consumos excedentes y se pagarán a los precios PIST y PEST fijados por la Secretaría de Energía, sin bonificación.

Por otro lado, las bonificaciones sobre los precios mayoristas que fija el Gobierno nacional serán las siguientes:
1) Gas Natural: Para usuarios N1 no habrá bonificación, pagan el precio PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) fijado por la Secretaría de Energía.
Los N3, tienen una bonificación de 55 % del precio de gas en PIST correspondiente al N1. El consumo excedente será valorizado al precio de gas en PIST, sin bonificación.
Los N2, tienen una bonificación del 64 % del precio de gas en PIST, correspondiente al N1. El consumo excedente será valorizado al precio de gas en PIST, sin bonificación.

2) Energía Eléctrica: Para usuarios N1 no habrá bonificación, pagan el precio PEST fijado por la Secretaría.
Los usuarios N3, tendrán una bonificación del 55,94 % sobre el precio definido para el segmento N1, sin bonificación. El consumo excedente será valorizado al precio definido para N1.
Y los usuarios N2, tendrán una bonificación de 71,92% sobre el precio definido para el N1. El consumo excedente será facturado al precio del N1, sin bonificación.

Se mantienen los regímenes de subsidios específicos como Tarifa Social y Zona Fría; y para las entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables -en los términos de las Leyes 27.218 y 27.098- se aplican las bonificaciones al precio de gas natural y energía eléctrica dispuestas para el N2, para el total del volumen consumido.

REGISTRO DE ACCESO AL SUBSIDIO

En la resolución 90/2024 (artículo 8) se indica que “Los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tendrán que volver a inscribirse”.

Pero los usuarios que fueron incluídos por ser beneficiarios de tarifa social (Resolución 631/22) y no hicieron su inscripción individualmente, tienen un plazo de 60 días corridos para realizar dicho trámite.

En dicho artículo se puntualiza que “los usuarios que hayan quedado incluidos en el RASE en virtud de la Disposición N° 3 de fecha 1° de septiembre de 2022 de la ex SUBSECRETARÍA DE PLANEAMIENTO ENERGÉTICO de la SECRETARÍA DE ENERGÍA o de la Resolución 631 de agosto de 2022 de la S. E., deberán inscribirse en forma individual, dentro de un plazo de SESENTA (60) días corridos contados desde la vigencia de la presente medida”.

“Cumplido ese plazo, quedarán sin efecto las incorporaciones dispuestas por las normas mencionadas y el beneficio caducará respecto de los usuarios que no hubieren completado la presentación individual”, advirtió Energía.

“En época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado es necesario rever y reordenar los subsidios para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”, argumentó Energía, en un contexto económico y social muy complicado.

La producción de petróleo de la OPEP aumentó en mayo, según Reuters gracias al aumento de las exportaciones de Nigeria e Irak que compensaron el impacto de los actuales recortes de suministro por parte de algunos miembros de la OPEP+.

La organización bombeó 26,63 millones de barriles por día (bpd) el mes pasado, 145.000 bpd más que abril, según la encuesta, basada en datos de envío e información de fuentes de la industria.

El aumento de Irak se produce a pesar de que el país, el segundo mayor productor de la OPEP, junto con Kazajstán, miembro de la OPEP+, se comprometieron a compensar la sobreproducción anterior realizando más recortes en el resto de 2024.

Varios miembros de la OPEP+, que incluye a la OPEP, Rusia y otros aliados, hicieron nuevos recortes en enero para contrarrestar la debilidad económica y el aumento de la oferta fuera del grupo. Los productores decidieron el domingo mantenerlos vigentes durante el tercer trimestre, después de haberlos extendido hasta junio.

Irak y Nigeria aumentaron cada uno su producción en 50.000 bpd, mientras que Argelia la redujo como resultado del mantenimiento de los yacimientos petrolíferos.
La OPEP bombeó alrededor de 250.000 bpd más que el objetivo implícito para los nueve miembros cubiertos por acuerdos de recorte de suministro, e Irak representó la mayor parte del exceso, según el estudio.

Entre los que no estaban obligados a recortar la producción, Irán y Venezuela aumentaron ligeramente la producción. Irán está bombeando cerca de un máximo de cinco años alcanzado en noviembre después de registrar uno de los mayores aumentos de producción de la OPEP en 2023 a pesar de que las sanciones de Estados Unidos que aún están vigentes.

Si la OPEP libera la producción el mercado podría sufrir un vuelco desde el déficit de petróleo hasta el superávit en pocos meses. A medida que vayan desapareciendo los recortes voluntarios, el torrente de petróleo nuevo de la OPEP desembocará en el creciente torrente de crudo que producen Estados Unidos, Canadá, Guyana y Brasil.

“En los últimos 12 meses Irán aumentó su producción en unos 500.000 barriles por día (bpd), Brasil, hasta 400.000 bpd, Nigeria, Canadá, Guyana, Venezuela y otros hicieron lo propio. Algunos de ellos no podrán mantener su ritmo de crecimiento mucho más, pero en otros casos, como Brasil y Guyana, es probable que el crecimiento de la producción continúe a un ritmo cercano al actual”, advierten desde Gavekal Research.

Los expertos estiman una sobreoferta de petróleo para finales de año y durante 2025: “Entre los próximos 12-15 meses los países que no están sujetos a las cuotas de la OPEP+ probablemente aumenten su producción en alrededor de 1 millón de bpd, o más, dependiendo en gran medida de la capacidad de Irán para aumentar aún más su producción. Luego hay que considerar a Estados Unidos”, señalan. Por otro lado, hay que tener en cuenta los importantes volúmenes de producción de Brasil y Guyana.

“La producción mundial de crudo podría crecer fácilmente en 3,5 millones de bpd desde los niveles actuales para finales de 2025, lo que equivale a un crecimiento interanual de alrededor de 2,3 millones de bpd. Se trata de un aumento considerable, dado que en los últimos meses la demanda mundial de petróleo ha estado creciendo a un ritmo interanual de entre 1,5 millones y 2 millones de bpd”, aclara la nota publicada por Gavekal Research.

“Teniendo en cuenta el acuerdo de la reciente reunión de la organización, es probable que el mercado del petróleo registre un superávit en los próximos trimestres. Esto conducirá a una acumulación de inventarios y precios bajos, con 70 dólares por barril, en lugar de 80 dólares por barril, y los 65 dólares por barril para el para el West Texas durante este año”, sentencian los analistas de Gavekal Research.

Frente a los aumentos en las tarifas de electricidad, los costos que los municipios deben enfrentar para el alumbrado de calles y autopistas, hacen que el cambio de luminarias en los espacios públicos sea un factor esencial para reducir el consumo y aliviar el presupuesto señaló la Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (CADIEEL).

La entidad empresaria describió que en Argentina, el parque de luminarias de alumbrado público se compone de un total de 6 millones de luminarias, de las cuales 2 millones ya han sido cambiadas por sistemas más eficientes a partir de la puesta en marcha del Plan Nacional de Alumbrado Público presentado por la CADIEEL.

“Todavía resta cambiar más de 4 millones de luminarias, que significaría una reducción del consumo de energía de casi el 70 % frente a las luminarias tradicionales: un ahorro energético anual de 2.600 GWh, equivalente a la producción anual de energía de media Central Costanera”, se describió.

Al respecto, el Presidente de la Comisión de Iluminación de CADIEEL, Guillermo de Guzmán, señaló que “desde la industria nacional, tenemos una capacidad productiva más que preparada para dar respuesta al recambio necesario. Esto significa un ahorro considerable en el presupuesto de los municipios y en el consumo energético. Contamos con tecnología con calidad de exportación”.

Además, se destacó que “el sector de la industria luminotécnica muestra una alta integración de la cadena de valor ya que los rubros principales cómo inyección de aluminio, fabricación de ópticas, metalmecánica de precisión, ensambladores de placas electrónicas y otros accesorios, son provistos en un 100 % por empresas locales”.

También destacaron que “hay en el país suficiente cantidad de laboratorios de ensayos certificados de primer nivel y un plantel de profesionales especializados con capacidades para realizar desarrollos tanto para productos de alta gama como para el segmento competitivo de bajo precio”.

La petrolera TotalEnergies firmó dos contratos para el suministro a largo plazo de gas natural licuado (GNL) a India, con Indian Oil Corporation y a Corea del Sur, con Korea South East Power.

El primero prevé la entrega en India de 800.000 toneladas de gas por barco cada año durante diez años a partir de 2026, precisó el gigante petrolero francés en un comunicado.

El segundo es para el suministro de unas 500.000 toneladas anuales de GNL durante cinco años a partir de 2027.

Para TotalEnergies, estos acuerdos permiten dar salida a sus activos de explotación de gas y refuerzan su papel en los mercados asiáticos

El presidente de Corea del Sur, Yoon Suk-yeol, anunció el descubrimiento de una posible reserva de petróleo y gas de gran escala frente a la bahía de Yeongil, en la ciudad de Pohang, al suroeste del país.

Según el mandatario, quien citó un estudio geofísico realizado por una compañía extranjera, la reserva contendría hasta 14.000 millones de barriles de hidrocarburos, una cantidad que podría satisfacer la demanda nacional de gas durante 29 años y la de petróleo durante cuatro años.

Gobierno reunió evidencias en febrero del año pasado sobre la posible presencia de hidrocarburos en esta zona del mar del Este (nombre que recibe en Corea el mar de Japón) y encargó entonces un estudio a una empresa extranjera especializada en estudios geofísicos en aguas profundas

“Los resultados recientes indican una posibilidad muy alta de depósitos valorados en 14.000 millones de barriles de petróleo y gas, y estos hallazgos han sido verificados por importantes instituciones de investigación y por expertos”, señaló Yoon, agregando que  a finales de año arrancarán las perforaciones para confirmar la presencia de la reserva. 

En caso de encontrarse el yacimiento, el establecimiento de operaciones comerciales comenzaría alrededor de 2027-2028, apuntó el ministro de Comercio, Industria y Energía, Ahn Duck-geun.

Corea del SurPrevemos que el desarrollo comercial comenzará alrededor de 2035, pero es difícil especificar un cronograma exacto hasta que se confirme la presencia de los depósitos”,

Durante el VI Forum Nacional de Energía, los empresarios del sector energético destacaron la oportunidad que tiene Argentina como exportador de energía a partir del aumento de la producción de Vaca Muerta y la necesidad de sancionar la Ley Bases o como mínimo, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Mientras el Congreso debate la Ley Bases los empresarios afirmaron la necesidad de contar con esa herramienta. Horacio Marín, presidente de YPF, enfatizó la importancia de este régimen para el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) en Vaca Muerta, advirtiendo que sin el RIGI, los proyectos de GNL no serían competitivos. Marín presentó el Plan 4 x 4 de YPF, que busca liderar la industria para que Argentina exporte 30.000 millones de dólares en ocho años.

Por su parte Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, proyectó que para 2030, la producción de petróleo y shale gas en Vaca Muerta podría duplicarse, alcanzando los 2 millones de barriles por día, lo que permitiría abastecer tanto el mercado interno como a los países vecinos.

Alejandro Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group, abordó la transición energética y los desafíos asociados, destacando la necesidad de estabilidad y reglas claras. Bulgheroni enfatizó que “no hay aún capacidad de reemplazar las energías fósiles en el corto o mediano plazo”, y subrayó la importancia del RIGI para atraer inversiones a largo plazo.

Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur, habló sobre las perspectivas positivas del mercado global del petróleo y gas y la oportunidad que representa para Argentina. Marcos Troyjo, ex viceministro de Energía de Brasil, analizó el contexto global, resaltando la importancia de la seguridad energética para la seguridad alimentaria. Federico Pucciariello, presidente de Essential Energy, destacó el papel potencial de los biocombustibles en Argentina.

Daniel Ridelener, CEO de Transportadora Gas del Norte-TGN, y Gabriela Aguilar, VP de Latam de Exelerate Energy, señalaron la oportunidad de exportar energía a países vecinos, especialmente al sector industrial de Brasil, y la necesidad de infraestructura adecuada para evitar cuellos de botella.

Mientras tanto…

El RIGI que busca atraer proyectos de inversión de largo plazo a partir de un monto igual o superior a USD.200 millones peligra en el Senado a pesar de la presión del empresariado. El gobernador Alfredo Cornejo expresó su apoyo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) durante su participación en la Expo San Juan y en la “Mesa del Cobre” junto a otros mandatarios. Cornejo destacó que el RIGI es crucial para atraer inversiones y mejorar los salarios, señalando que en Mendoza los sueldos son más bajos que en San Juan y Neuquén.

Además, afirmó que el RIGI no afecta las regalías provinciales, principal fuente de ingresos. Contrariamente, sus correligionarios, Martín Lousteau y Maximiliano Pullaro, critican el RIGI por su potencial impacto negativo en las pymes. Pullaro, en particular, lo rechaza debido a las repercusiones adversas sobre la industria santafesina.
Cornejo, uno de los cinco gobernadores radicales que visitaron el Senado para debatir la ley ómnibus, se enfrenta a Pullaro, quien teme que el RIGI cause un desmantelamiento industrial.

Los legisladores radicales han propuesto seis modificaciones al Título VII del proyecto para proteger a las pymes y las competencias provinciales.

Entre las propuestas se incluyen un programa de incentivos para pymes, ajustes en los artículos 163 y 164 para favorecer a proveedores locales, la reinversión del 20% de las ganancias en sectores estratégicos y que las grandes firmas no queden exceptuadas de la obligación de liquidar en el mercado libre de cambios desde el inicio del proyecto. También sugieren que los beneficios del RIGI sean decrecientes a partir de los 10 años de funcionamiento.

Habemus dictamen

Al cierre de esta edición, el oficialismo logró finalmente el dictamen de comisión para la Ley Bases y el paquete fiscal, tras un arduo proceso de negociación y recopilación de firmas. La firma decisiva fue la de Andrea Cristina, lo que permitió iniciar la cuenta regresiva para la sesión en el Senado, prevista para la segunda semana de junio. Este logro fue la primera buena noticia en semanas para el gobierno, que contó con el apoyo de algunos opositores como Edgardo Kueider, José Carambia y Guadalupe Tagliaferri.

Guillermo Francos, en su debut como jefe de Gabinete, fue clave para destrabar los acuerdos pendientes. Negoció con Carambia incrementos en las regalías mineras y tranquilizó a Tagliaferri asegurando que los cambios no serían revertidos en Diputados. Sin embargo, hubo tensiones internas debido a la prematura difusión del dictamen por parte de Martín Menem, lo que provocó la ira de la presidencia del Senado.

El proceso sufrió complicaciones adicionales debido a cambios en la Ley Minera, que invalidaron algunas firmas. Esto obligó a conseguir nuevamente las firmas de senadores que ya habían abandonado el Congreso. Solo cuando se confirmaron todas las firmas, Villarruel publicó las fotos de los dictámenes en Twitter, agradeciendo el esfuerzo conjunto de senadores y colaboradores. Javier Milei, a pesar de su enemistad con Villarruel, retuiteó su mensaje.

Hace un mes, la Cámara de Diputados aprobó el proyecto de regularización de activos, conocido como blanqueo de capitales. Ahora, el Senado debatirá un texto modificado.
El proyecto original establece que no habrá recargo para activos de hasta USD 100.000. Para montos mayores, se aplicarán alícuotas progresivas del 5%, 10%, y 15%, según la fecha de adhesión. Además, se podrá pagar una alícuota del 0% si el dinero se deposita en una cuenta especial hasta el 31 de diciembre de 2025 o se invierte en proyectos determinados por el Ministerio de Economía.

Como parte de su compromiso con el desarrollo sostenible y con el objetivo de reducir su huella de carbono, OPESSA -la red propia de YPF que cuenta con 157 estaciones-, anunció su alianza con YPF Luz.

En una primera etapa, la compañía proveerá de energía limpia a 21 estaciones de servicio localizadas en Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba, desde el Parque Eólico General Levalle, que iniciará sus operaciones a finales de este año.

La elección de estas estaciones se debe a que cuentan con cargadores eléctricos, para seguir robusteciendo la propuesta de movilidad sustentable de YPF PUNTO ELÉCTRICO.

Este acuerdo permitirá cubrir una demanda de energía de 12.600 MWh/año, el equivalente al consumo de 3.150 hogares, y evitar así la emisión de 2.700 toneladas de CO2e por año.

Es un hito que se enmarca en el plan de transformación que encabezó YPF en 2020, con el programa Estaciones del Futuro: un concepto centrado en transformar su red de estaciones con foco en mejorar la experiencia de los clientes, fundado en los pilares de innovación, digitalización y sustentabilidad.

Al respecto, el CEO Martín Mandarano, expresó: “Estamos felices de celebrar esta alianza con Opessa y contribuir a la movilidad sostenible a través del abastecimiento con energía renovable a diferentes estaciones de servicio del país. Desde YPF Luz, ya acompañamos a las industrias automotrices como Toyota, Ford y Honda Motor de Argentina en su camino hacia la descarbonización reforzando nuestro compromiso con la transición energética”.

Maite de la Arena, gerente ejecutiva de YPF, expresó: “Hoy la sustentabilidad tiene un rol protagónico en la transformación de nuestra red y este acuerdo es un ejemplo de cómo buscamos evolucionar de cara a tener estaciones más sustentables”.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una empresa de generación de energía eléctrica que lidera la transición energética desde 2013.

Su misión es generar energía rentable, eficiente y sostenible, optimizando los recursos naturales para producir energía térmica y renovable. La compañía ha alcanzado una capacidad instalada total de 3,2 GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Actualmente cuenta con una capacidad instalada renovable de 497 MW y está construyendo dos parques eólicos que suman 218 MW adicionales.

Chevron Argentina y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires sellaron un acuerdo de colaboración, con el objetivo de fortalecer la experiencia educativa de los estudiantes de grado de la Carrera de Ingeniería en Petróleo. La alianza nace en el marco de la creciente demanda de la industria de petróleo y gas de contar con profesionales calificados para el desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en su totalidad.

Durante una primera etapa, se buscará acondicionar y equipar las aulas donde se dictan las clases. Posteriormente, se trabajará en otros proyectos tales como reformas edilicias y becas para estudiantes de grado de la carrera de Ingeniería en Petróleo.

El Ing. Alejandro M. Martínez, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, comentó: “Estamos articulando alianzas con el sector privado, mutuamente beneficiarias para fortalecer las funciones de enseñanza, investigación, desarrollo tecnológico y extensión. Hoy hay más demanda de ingenieros en petróleo que graduados, motivo por el que queremos hacer crecer la inscripción en esta carrera, generar incentivos para retener talentos y fomentar la graduación de quienes se encuentran actualmente cursando. El sector energético es clave para el desarrollo de nuestro país; lo ha sido históricamente para la FIUBA, como lo demuestra la creación en 1929 del Instituto de Gas y Petróleo (IGPUBA), aún en funcionamiento. Por este motivo, desde la Facultad buscamos apoyo y colaboración con el sector productivo. En este contexto, desarrollar una alianza con Chevron Argentina es un gran paso y un enrome compromiso”

A su vez, Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para la unidad de negocio de América Latina, indicó: “Es un honor para nuestra empresa trabajar de forma conjunta con la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, en su decisión de acompañar el desarrollo de Vaca Muerta. Esta alianza se alinea con varios esfuerzos que estamos llevando a cabo para apoyar la promoción del talento que requiere la industria. Construir alianzas público-privadas de esta naturaleza, sostenidas en el tiempo, constituyen una parte esencial de la cultura de nuestra empresa”.

Sobre la FIUBA y la Carrera de Ingeniería en Petróleo

De acuerdo a la información provista, la Facultad de Ingeniería (FIUBA) forma parte de la Universidad de Buenos Aires, compuesta por trece facultades. Son graduados de FIUBA el primer ingeniero recibido en Argentina, Luis Augusto Huergo (1870) y la primera ingeniera argentina y latinoamericana, Elisa Bachofen (1918). Actualmente, la FIUBA ofrece 12 carreras de grado en ingeniería, cursadas por 8.000 estudiantes. Además de ofrecer estudios de grado y posgrado en temáticas del sector energético, la Facultad de Ingeniería de la UBA es la primera en Argentina en contar con un Doctorado en Ingeniería.

Por otra parte, la Universidad de Buenos Aires aprobó en 2015 la creación de la Carrera de Ingeniería en Petróleo, fortaleciendo el Instituto del Gas y del Petróleo (IGPUBA), que cuenta con una destacada trayectoria en formaciones de posgrado e investigación. Desde su puesta en marcha en 2016, la matriculación de estudiantes de Ingeniería en Petróleo de la FIUBA crece de forma sostenida. En el Ranking QS 2024, dicha carrera se ubica en el puesto 26 a nivel mundial, habiendo escalado tres posiciones respecto de 2023 y posicionándose como la mejor en esta temática en el país.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad otorgó a la transportadora de electricidad en alta tensión Yacylec S.A., un Canon Mensual de 21.726.646,21 pesos por el plazo de 60 meses, lo que hace un total de $ 1.303.598.772,80 para cubrir los costos de las obras para la restitución de DIEZ (10) torres de la Línea de Alta Tensión (LAT) 500 kV Rincón – Paso de la Patria “afectadas por las condiciones climáticas excepcionales ocurridas el 29 de diciembre de 2023”.

A través de la Resolución 320/2024 firmada por Darío Arrué, ya oficializada, se estableció que el Canon referido se pagará con vigencia desde el 1 de mayo último y se “adecuará con la misma metodología y periodicidad que se ajuste la tarifa de YACYLEC S.A.”.

YACYLEC S.A. había solicitado en enero de este año a la Secretaría de Energía, que conduce Eduardo Rodriguez Chirillo, que se “…considere al evento del 29.12.2023 que afectó las torres de la LAT, como una condición climática extrema, toda vez que la indisponibilidad de la Línea, configura un supuesto de caso fortuito o fuerza mayor”, y que “Se tenga presente la aplicación del régimen especial para la restitución del servicio”.

El evento climático referido consistió en “…tormenta con ráfagas de viento tornádico…” ocurrida en la zona del departamento San Miguel, Provincia de CORRIENTES, aproximadamente a la altura del kilómetro 1207 y siguientes, de la Ruta Nacional Nº 12, donde se produjo la caída de DIEZ (10) torres de alta tensión y el daño del brazo de otra más de la Línea de Alta Tensión (LAT) 500 kV Rincón – Paso de la Patria, operada y mantenida por YACYLEC, que quedó indisponible”.

Se trata entonces de cubrir los costos de las obras para la restitución de 10 torres de alta tensión identificadas como 119, 120, 121, 122, 123, 124, 125, 126, 127 y 128 y el daño del brazo de la torre 118 de la Línea de Alta Tensión (LAT) 500 kV Rincón – Paso de la Patria, detalla la Resolución.

“A fin de morigerar el impacto de su traslado a la tarifa del servicio concesionado, corresponde determinar un canon mensual excepcional a los ingresos de YACYLEC S.A., que le permita recuperar los costos excepcionales incurridos en un plazo de SESENTA (60) meses”, explica la Resolución.

Acerca de Yacylec

Yacylec es una compañía de transmisión eléctrica con sede en Buenos Aires. En 1993 obtuvo la concesión para construir, operar y mantener la línea de transmisión de 500 kV que une la central hidroeléctrica Yacyretá, en la provincia de Corrientes, con la subestación de Resistencia, en la provincia de Chaco, para suministrar energía a la Red Nacional de Alta Tensión.

La empresa inició operaciones comerciales en 1994 y mantiene la concesión por un período de 95 años. Yacylec también realiza servicios de Operación y Mantenimiento en la subestación Rincón de Santa María (aledaña a la hidroeléctrica).

En mayo de 2019 el ENRE autorizó a la Corporación Financiera Internacional (CFI) la transferencia de la totalidad de su participación accionaria en Yacylec a favor de los otros accionistas ENEL Américas, Grupo ELING, y Sistranyac, en una proporción del 4, 4, y 3 por ciento, respectivamente.

Se trató de 22,2 millones de acciones preferidas, nominativas, no endosables Clase B representativas del 11,1 % del capital social accionario de Yacylec, que tiene también por accionistas a Impregilo y a Sideco Americana, del Grupo Macri.

La Evaluación

El Departamento de Transporte de Energía Eléctrica (DTEE) informó que, en función de la documentación existente en el expediente y de otras fuentes analizadas, “…procede considerar este evento como originado por causas de fuerza mayor por haber tenido origen en condiciones climáticas extremas”. Se trata de condiciones “que excedan las previstas en las hipótesis de diseño de la instalación afectada, de acuerdo a lo dispuesto en la Resolución ENRE 29/2001”.

Y se añade que “para el reconocimiento de ingresos adicionales destinados al pago de las obras de mantenimiento extraordinario de las líneas de YACYLEC S.A., se consideraron los costos informados por la Comisión de Obras de la Resolución SE 1/2003, creada por Resolución SE 86/2003”.

Dicha comisión hizo una estimación de los costos asociados mínimos por las tareas involucradas y detalladas por YACYLEC S.A., determinando un costo total de $ 1.303.598.772,80 más impuestos.

Este monto, se indicó, “incluye la limpieza del terreno, el movimiento de las torres colapsadas, alquiler y operación de grúas para el montaje de las torres, mano de obra necesaria para el armado y montaje de la LAT, alquiler de vehículos necesarios (camionetas, grúas, tractores y camiones hidro), reparación de conductores y el apoyo logístico”.

En los considerandos de la nueva Resolución se hace hincapié en que, además, Yacylec solicitó a Energía que se le reconozcan “la reposición de materiales utilizados en la obra”, de reparación de dichas torres.

En este orden, se señaló a la empresa que “la tarifa que percibe actualmente la transportista independiente (TI) incluye un 18 % ) destinado a inversiones en bienes de uso, ello sin considerar los costos de operación y mantenimiento corrientes”, por lo cual se desestimó tal pedido adicional.

“Conforme la tarifa aprobada por la Resolución ENRE 104/2024 para la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A., que actualmente es extendida a las transportistas independientes (TTII) que operan en el mismo nivel de tensión, significa un monto anual superior al costo de reposición de repuestos estimado por YACYLEC S.A. en $ 560.000.000 en su presentación inicial”, puntualizó la nueva resolución.

Por lo tanto, “La reposición de dichos materiales ya forma parte de la tarifa, siendo la gestión de compra y almacenamiento de exclusiva responsabilidad de YACYLEC S.A., como sociedad autorizada para operar y mantener el electroducto”, puntualiza la R-320.

En el mismo sentido se argumenta además en la resolución que “conforme los últimos estados contables disponibles de esa TI, en los años 2021 y 2022 ha destinado a inversiones en bienes de uso solo el 4 % y el 6 % de sus ingresos, respectivamente”.

A su vez, “en esos años ha pagado dividendos a sus accionistas por un equivalente al TREINTA Y CINCO POR CIENTO (35 %) y al TRECE POR CIENTO (13 %) de los ingresos, respectivamente”. “En tanto que, conforme la información financiera disponible, en el año 2023 tanto las inversiones en bienes de uso y el pago de dividendos alcanzan el 5 % de los ingresos”.

“Las reposiciones de materiales están incluidos en la tarifa y la decisión de destinar los ingresos a la compra de los mismos o al pago de dividendos, es exclusiva de la transportista”. “Además, cabe señalar que la insuficiencia de ingresos que manifiesta YACYLEC S.A. en sus presentaciones no se condice con el pago de dividendos que exhiben sus informes contables y financieros”, señala la Resolución del ENRE.

La OPEP+ acordó el domingo extender la mayoría de sus profundos recortes de producción de petróleo hasta 2025, superando las expectativas del mercado, mientras el grupo busca apuntalar el mercado en medio de un tibio crecimiento de la demanda, altas tasas de interés y una creciente producción de Estados Unidos.

Los precios del petróleo cotizan cerca de 80 dólares por barril, por debajo de lo que muchos miembros de la OPEP+ necesitan para equilibrar su presupuesto. Las preocupaciones sobre el lento crecimiento de la demanda en China, el principal importador de petróleo, han pesado sobre los precios junto con el aumento de las existencias de petróleo en las economías desarrolladas.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados liderados por Rusia, conocidos en conjunto como OPEP+, han realizado una serie de profundos recortes de producción desde finales de 2022.

Los miembros de la OPEP+ están recortando actualmente la producción en un total de 5,86 millones de barriles por día (bpd), o alrededor del 5,7% de la demanda mundial, informó Reuters.

Entre ellos se incluyen recortes de 3,66 millones de bpd, que debían expirar a finales de 2024, y recortes voluntarios de ocho miembros de 2,2 millones de bpd, que expirarían a finales de junio de 2024.

El domingo, la OPEP+ acordó extender los recortes de 3,66 millones de bpd por un año hasta finales de 2025 y prolongar los recortes de 2,2 millones de bpd por tres meses hasta finales de septiembre de 2024.

La OPEP dedicará un año a eliminar gradualmente los recortes de 2,2 millones de bpd desde octubre de 2024 hasta finales de septiembre de 2025, dijeron tres fuentes de la OPEP+.

“Ahora el mercado tiene claridad desde hace casi un año y medio”, dijo un delegado de la OPEP+

Amrita Sen, cofundadora del grupo de expertos Energy Aspects, dijo: “El acuerdo debería disipar los temores del mercado de que la OPEP+ vuelva a agregar barriles en un momento en que las preocupaciones sobre la demanda aún abundan”.

Las naftas y gasoils que se comercializan en estaciones de servicio de todo el país registraron un aumento promedio de 3,5 por ciento, indicaron fuentes de las empresas del rubro.

El ajuste a la suba obedece a la actualización parcial de los impuestos a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2), a la incidencia de los precios de los biocombustibles (biodiesel, bioetanol) que se utilizan para la mezcla con los hidrocarburos, a la compensación por la devaluación mensual del peso en relación al dólar, y a la variación del precio internacional del crudo de referencia (Brent).

A modo de referencia, en estaciones de servicio de la marca YPF (la de mayor participación en el mercado local) ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires el litro de la Nafta Súper pasó a costar $ 905; la Nafta Infinia (premium) $ 1.117; el Diesel 500 cuesta $ 940, y el Infinia Diesel $ 1.196.

En estaciones de la marca Shell en CABA precios de referencia ubican al litro de Nafta Súper en $ 944; la VPower Nafta en $ 1.102; el Diesel Evolution en $ 1.025, y el VP Diesel en 1.228 pesos.

En el caso de las estaciones de servicio con la marca AXION en CABA la Nafta Súper se ubica en $ 989 el litro; la Nafta Quantium en $ 1.190, y el litro de Quantium Diesel en $ 1.279. Estos precios podrían registrar cierta leve variación según la zona de ubicación de las estaciones expendedoras en la Ciudad.

Cabe referir que, en general, los precios de los combustibles suelen ser superiores a los de CABA en otras grandes ciudades de provincias, de acuerdo con la evaluación de cada empresa refinadora y/o comercializadora. Las tres empresas mencionadas, sumadas, comercializan mas del 85 por ciento del total país.

El 28 de mayo el gobierno nacional decidió, a través del decreto 466/2024, un incremento a partir del 1 de junio en los montos de los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL), y al dióxido de carbono (CO2), retomando así las actualizaciones periódicas de estos gravámenes, tras haberlas suspendido en mayo para contener la inflación.

Esta actualización impositiva representa un ingreso importante para el fisco. Se trata, en parte, de ajustes impositivos que no habían sido aplicados en el último tramo del gobierno anterior. Por ello, las actualizaciones ahora dispuestas corresponden a lo no aplicado en el cuarto trimestre calendario del 2023, y también al primer trimestre calendario del 2024.

Un cuadro publicado en el Decreto 466 detalla que los montos de impuesto se incrementan en junio en: $ 10,121 el ICL sobre las naftas y $ 8,245 el ICL sobre el gasoil. Tiene una suba diferencial de $ 4,464 el impuesto cuando se destine al consumo en el área de las provincias patagónicas, el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la Provincia de Mendoza.

Asimismo, el incremento al Impuesto al Dióxido de Carbono fue de $ 0,619 para las naftas y de $ 0,935 para el gasoil. El resto de la suba de precios corresponde a los otros factores descriptos.

El 7 de mayo se celebró la Asamblea General Ordinaria donde fueron elegidas las nuevas autoridades de la Cámara para el período 2024/2025. En representación de Shell Argentina fue electa Verónica Staniscia.

Comisión Directiva:
 
Presidente                                            Veronica Staniscia           Shell Argentina
Vicepresidente                                     Jorge Figueroa                 Randstad
Secretario                                             Guido Lopez                     Philips Argentina
Tesorero                                                Nicolaas Boot                  WASA
Prosecretario                                        Sven PIederiet                 Bodegas Salentein
Protesorero                                           Patricia Eindhoven         Synthon-Bago
 
Vocal                                                      Pia Lackman                    Air France / KLM
Vocal                                                      Pedro Balestrini              Supermercados MAKRO
Vocal                                                      Hugo Geurdes                 VTTI Vitco
Vocal                                                      Guido van den Berg        Boskalis
Vocal                                                      Pablo Arecco                   Rotterdam Port Consultants
 
Vocal suplente                                      Augustin Bunge               Estudio Bunge
Vocal suplente                                      Pepijn Verhey                   Agrivalue
 
Comisión revisora de cuentas           Ignacio Giunti                   Supercemento Dyopsa
Comisión revisora de cuentas          Magdalena Brennan          Maxinta Valores
Comisión revisora de cuentas          Silvia Iglesias                    APM Terminals

Hungría y Bielorrusia firmaron un acuerdo para la construcción de su segundo nuevo reactor nuclear PAK.
El primer reactor está siendo construido, según Reuters, por la empresa nuclear estatal rusa Rosatom y se encuentra en proceso de construcción desde 2014. Rosatom también construirá el segundo reactor.

El primer reactor nuclear comercial de Hungría comenzó a funcionar a principios de la década de 1980, y ahora tiene cuatro reactores nucleares en funcionamiento, que generan aproximadamente la mitad de sus necesidades nacionales de electricidad, según datos de la World Nuclear Association. Dos nuevos reactores que construye actualmente la empresa rusa Rosatom recibieron un amplio apoyo parlamentario.

«De gran importancia es el acuerdo firmado hoy aquí sobre cooperación en energía nuclear, que nos permite utilizar las experiencias que Bielorrusia ha adquirido construyendo reactores con una tecnología similar, declaró el ministro de Asuntos Exteriores húngaro Peter Szijjarto, añadiendo que Budapest impulsaría la cooperación con Bielorrusia en áreas que no están en el punto de mira de las sanciones, que el ministro de Asuntos Exteriores húngaro sugirió que no estaban funcionando.

Bielorrusia ha estado sometida a sanciones de la UE por elecciones manipuladas, opresión de la oposición y permitir que las tropas rusas utilizaran el país como base para ataques a Ucrania.

La energía nuclear promocionada por sus defensores como clave para luchar contra el cambio climático, regresa con fuerza en Europa.
Angela Merkel canceló reactores tras el desastre de Fukushima, pero ahora Alemania vuelve a reivindicarlos, después de haber cerrado tres centrales en 2023. En tanto que otros países, encabezados por Francia, impulsaron una regulación más complaciente que puso nuevamente a la energía nuclear en la agenda de la Unión Europea.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, instaló cinco nuevos puntos de carga Shell Recharge, ubicados fuera de estaciones de servicio a fin de acercar el servicio de recarga eléctrica a clientes, mientras ellos aprovechan para realizar sus compras. Se trata de cargadores con una potencia nominal de hasta 22kW que permiten cargar un vehículo promedio del 20% al 80% de la batería en alrededor de dos horas. Al ser cargadores que funcionan en Corriente Alterna protegen la batería al mismo tiempo que brindan un servicio de recarga más veloz que un servicio domiciliario.

Algunos de estos puntos de carga se encuentran ubicados en:
Hiper ChangoMás Constituyentes: Av. De los Constituyentes 6020, CABA
Paseo Pilar: Panamericana ramal Pilar km 44, Del Viso, BsAs
Paseo Champagnat: Panamericana ramal Pilar km 54.5, Pilar, BsAs
Estación Pilará: Sor Teresa y Lavalle, Pilar, BsAs

Los nuevos puntos de carga se encuentran dentro del ecosistema de la App Shell Recharge -disponible en AppStore y PlayStore como “Shell Recharge Latam-. En Shell Recharge APP los usuarios pueden localizar los puntos de carga cercanos, reservar con anticipación el cargador, efectuar la carga mientras visualizan el estado de la misma en tiempo real y realizar informes históricos de carga.

La incorporación de estos nuevos puntos de carga, se suman a la red Red Shell Recharge que ya cuenta con 10 cargadores rápidos instalados en los principales corredores del país uniendo las ciudades de Mar del Plata – Buenos Aires Rosario – Cordoba y Rio Cuarto.

Acerca de Raízen

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 paí

Con la presencia del Gobernador de San Luis, Claudio Poggi y directivos de las empresas PCR y ArcelorMittal Acindar, quedó inaugurado el primer parque de energía eólica “San Luis Norte”, ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano al norte de la provincia de San Luis.

El parque, que se despliega en un predio de 1.500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 Mw de potencia e implicó una inversión de 210 millones de dólares.

Este complejo renovable, construido en asociación entre PCR y ArcelorMittal Acindar, tiene previsto, según se anunció en el acto, una etapa adicional que consiste en la construcción de un parque de energía solar con 18 MW de potencia que lo va a convertir en el primer parque de generación de energía renovable híbrida del país, poniendo en valor el recurso eólico y el solar que tiene esa región de la provincia. Implicará una inversión de 18 millones de dólares.

De esta forma, el complejo tendrá una capacidad instalada total de 130,5 MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad para 210 mil viviendas por año, al mismo tiempo que contribuirá a una reducción de emisiones anual de 190 mil toneladas de carbono.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR, declaró en el acto “Nos sentimos muy orgullosos de poder inaugurar nuestro primer parque de energía eólica en la provincia de San Luis y también por poder comunicar hoy nuestro compromiso de iniciar la construcción del parque solar ampliando su capacidad de generación a otros 18 MW, convirtiéndose así en el primer parque hibrido de la Argentina”.

“Se trata de un paso más que damos como compañía, demostrando que somos protagonistas e impulsores de la transición energética de nuestro país, brindando soluciones para favorecer la descarbonización de las industrias que buscan contribuir con un planeta más limpio” agregó.

Por su parte, Federcio Amos, CEO de Acindar expresó que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura”.

Sobre PCR:
Empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento. Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con cuatro áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción neta de 18.427 barriles equivalente de petróleo por día.

Sobre ArcelorMIttal Acindar:
ArcelorMittal Acindar es la compañía productora de aceros largos líder en Argentina, que abastece a los sectores de la construcción civil, agro, petróleo, energía, automotriz e industria en general. Cuenta con más de 80 años de historia en el país y, desde 2006, forma parte de ArcelorMittal, el principal productor siderúrgico y minero a escala mundial, con quien se ha propuesto el desafío de hacer el acero cada vez más sustentable.

Los accionistas de Hess aprobaron la adquisición de Chevron por US$ 53 mil millones a pesar de las reservas entre varios inversionistas prominentes sobre una disputa con Exxon Mobil sobre un activo clave.
Los accionistas de Hess aprobaron el acuerdo durante una reunión este martes, dijo la compañía en un comunicado. Las acciones de la firma cayeron inicialmente ante la noticia, pero luego se recuperaron y subieron hasta 1%.
Chevron busca asegurarse una participación en el mayor descubrimiento de petróleo de la última década al adquirir Hess y su participación del 30% en un campo de Guyana.
Riesgo de arbitraje
Los inversionistas de Hess, incluidos HBK Capital Management Group y D.E. Shaw & Co. había anunciado públicamente planes de abstenerse en la votación, argumentando que la prima de adquisición era insuficiente para cubrir el riesgo del arbitraje que Exxon presentó sobre Guyana en marzo. 
Exxon ha afirmado que tiene derecho de preferencia sobre el activo más valioso de Hess: la participación en un campo de 11 mil millones de barriles frente a la costa de Guyana, que es operado y propiedad en un 45% del gigante petrolero de Texas.

Petrobras vendió a Enegen el 30% de la termoeléctrica Brentech por 2 millones de dólares, según señaló la petrolera en un comunicado al mercado de valores.
Enegen ya contaba con el 70% de la participación accionaria de Brentech, y se ha hecho así con la totalidad de la misma.

Petrobras especificó en el comunicado que esta transacción está en línea con su estrategia de descarbonización, optimización de porfolio y “priorizar las inversiones en plantas termoeléctricas de gas natural de alta eficiencia”, añadiendo que la termoeléctirca no aportaba sinergias al alimentarse de gasoil.

Brentech está compuesto por un único activo: la Unión Temporal de Empresas (UTE) Goiânia II. Ubicada en Aparecida de Goiânia (en el Estado de Goiás), esta UTE utiliza motogeneradores diésel, con una capacidad total instalada de 145 megavatios (MW).

La unidad entró en operación comercial en enero de 2009 y sus contratos de venta de energía en el ambiente regulado finalizaron en diciembre 2023. Actualmente se encuentra en proceso de desmovilización.

Opiniones

DARIO MARTINEZ: “Sobra gas, falta conocimiento y gestión”

El Ex Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez afirmó que “la actual crisis de desabastecimiento de Gas esta generada por una suma de ignorancia acerca del sector, impericia para resolver, y fundamentalismo económico que tiene el Gobierno de Javier Milei”, y agregó que “sobra Gas, lo que falta es conocimiento, conciencia de la magnitud del problema y sus efectos, y gestión”.

Martínez adelantó que “la magnitud del problema autoprovocado por Milei, no solo deriva en corte de abastecimiento a las estaciones de GNC, y a industrias desde Córdoba hacia el norte del país, sino que ya está impactando en el abastecimiento de las centrales térmicas que generan energía eléctrica”.

El ex Secretario explicó que, “ya están comprando de apuro y al doble de precio, Gas Oil y Fuel Oil para las generadoras térmicas en reemplazo del GNL mas barato que no licitaron a tiempo, a lo que seguirán compras de urgencia de energía eléctrica seguramente a Brasil a precios muy altos para abastecer parte de la demanda eléctrica”.

Darío Martínez afirmó que “mientras el Gas Argentino cuesta en promedio U$S 3,5 MMbtu, el GNL importado vale U$S 12 y los líquidos unos U$S 23 para la misma unidad calórica; es por eso que pusimos en marcha el programa Transport.Ar de construcción de gasoductos, que tenia por objeto reemplazar totalmente con gas argentino las importaciones del GNL y de líquidos para nuestro sistema energético nacional, porque gas sobra, lo que falta son gasoductos, y mientras no estén hechos hay que adoptar las decisiones de cobertura de la demanda vía importaciones con el tiempo necesario”.

Martínez explicó que “así pusimos en marcha el Gasoducto Néstor Kirchner, cuya primera etapa se concretó, y que debía continuarse con la instalación de toda la compresión, la reversión del Gasoducto Norte, y la segunda etapa del GPNK hasta llegar a San Jerónimo”.

El Ex Secretario de Energía agregó que “el Gobierno de Milei, aplicando su fundamentalismo de suspender toda la obra pública para obtener superávit fiscal, suspendió la financiación de las plantas compresoras del Gsoducto Presidente Néstor Kirchner, y también de la segunda etapa de ese necesario gasoducto , y recién ahora se acordó de aprobar parcialmente las obras de reversión del Gasoducto Norte. No se consideró los efectos que esas decisiones tendrían sobre los costos y el abastecimiento de gas y electricidad para los usuarios y la economía en general”.

AGUSTIN GEREZ: “El gobierno planificó mal y podríamos ir a cortes rotativos”

Agustín Gerez, ex presidente de Enarsa consideró que “Los cortes de GNC se podrían haber evitado si el gobierno hubiera tomado las medidas necesarias cuando asumió en diciembre”. Además, destacó que “El costo de la gestión ineficiente en materia energética cuesta y lo pagan todos los argentinos”.

“Con el objetivo de mostrar superávit, uno ficticio, decidieron importar menos cargamentos de gas y acá está una de las consecuencias. Nos llevaron a esta situación de estrés que no se vivía desde el año ’84. Hoy las 100 industrias más grandes de Córdoba y Rosario no pudieron abrir sus fábricas”, remarcó Gerez.

En la misma línea, el ex funcionario de Energía denunció que el gobierno gastó en una semana 600 millones de dólares para importar energía mientras le pide a la clase media un esfuerzo más. Y resaltó: “Es complejo decirle a la sociedad que en el país con mayores recursos de gas se está cortando a los industriales generando una caída de la producción y ventas, ya afectadas por la recesión”.

“Hay una falta de planificación que empieza a consolidarse en una crisis que va a durar todo el invierno y podríamos ir a cortes rotativos del suministro” concluyó el ex presidente de Enarsa. Durante su gestión de realizó el GPNK en su etapa I.

Buque Petrobras

La Secretaría de Energía comunicó, en relación a la crisis de suministro de gas y al buque con carga de GNL proveniente de Brasil, que “hoy (29/5) a las 9 am, se logró destrabar la descarga y el buque se encuentra en operación”.

“Enarsa compró el viernes un buque de 44 millones de m3 de GNL a Petrobras que debía empezar a regasificar hoy. Pero a último momento la empresa impugnó la carta de crédito (pago) con la que debía pagarse el combustible y no autorizó la descarga del GNL en la terminal de Escobar”. “El barco se encontraba amarrado y conectado a mangueras desde las 16 horas del día de ayer” (28/5), indicó Energía.

La Secretaría a cargo de Eduardo Chirillo describió que, en dicho contexto, “se procedió a cortar el suministro de gas a la demanda no prioritaria (industrias, centrales termoeléctricas y estaciones de GNC) para cuidar a los usuarios prioritarios (hospitales, escuelas, hogares y comercios)”.

“El objetivo está puesto en poder seguir abasteciendo la “demanda prioritaria” y a los hogares residenciales”, destacó la Secretaría, y estimó que “a lo largo del día se irá regularizando la situación de cortes de suministro” (SIC).

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines, CECHA, señaló que “Los cortes de suministro, que afectaron en primera instancia y en forma dispar a las estaciones de servicio de GNC con contrato interrumpible, hoy alcanzan prácticamente a todas las bocas de expendio, más allá del tipo de contrato que tienen acordado con sus respectivas distribuidoras, lo que pone en riesgo nuestros negocios y afectan a la población”.

Un comunicado de la entidad empresaria destacó que “por ello, es sumamente importante que las autoridades avancen en un plan que de previsibilidad y seguridad a los estacioneros y a los usuarios. Desde CECHA, seguiremos colaborando para buscar vías de solución que permitan el normal funcionamiento del sector”, añadió la CECHA.

Junto con sus 16 Federaciones y Cámaras asociadas, el Consejo Directivo de la entidad “insta al Gobierno nacional y a los actores del sector gasífero a tomar las medidas necesarias para garantizar la provisión normal de GNC en las estaciones de servicio de todo el país”.

Las 100 industrias mas grandes del país hoy (miércoles 29/5) no reciben gas natural para operar. Tampoco las estaciones de servicios expendedoras de GNC, que tendrán interrumpido el suministro, al menos hasta el jueves 30.

Informadas de la situación por la Secretaría de Energía, las compañías distribuidoras de gas por redes de todo el país notificaron la interrupción de suministro, incluso a las estaciones que tienen contrato de provisión en firme.

“Hubo problemas con un barco que trae GNL desde Brasil (Carta de crédito) y están retrasadas las tareas de regasificación en el puerto de Escobar”, afirmaron fuentes empresarias del sector GNC.

La alta demanda de gas a nivel domiciliario debido a las bajas temperaturas, las limitaciones de la infraestructura de gasoductos troncales, y la insuficiencia de embarques de GNL para este mes explican la situación de desabastecimiento.

La reversión del Gasoducto Norte, la obra que permite llevar el gas de Vaca Muerta al norte del país, registró un importante avance: concluyó la soldadura en línea regular de los tramos 2 y 3.

Se trata de los primeros 100 kilómetros del Gasoducto de Integración Federal -sobre un total de 122 km- que se extiende de Tío Pujio a La Carlota, en la provincia de Córdoba, vinculando los Gasoductos Centro-Oeste y Norte.

Para reducir los tiempos de ejecución de la obra, se utilizó un sistema de soldadura automática, moderna tecnología que permite no solo realizar mayor cantidad de soldaduras por día, sino que a la vez minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción.

La última soldadura en la línea regular se llevó adelante el domingo 26 de mayo en el km 100 del Gasoducto Tío Pujio- La Carlota, a la altura de la localidad cordobesa de Arroyo Cabral. En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, marcando récords con hasta 151 soldaduras por día, lo que equivale a 3 km diarios de avance.

Las obras en estos tramos continúan con trabajos de cruces, empalmes, revestimiento, zanjeo, bajada y tapada, además de ensayos con ultrasonido, para luego iniciar las pruebas hidráulicas.

Además, la obra avanza con la construcción de los restantes 22 km de dicho gasoducto, 62 km de loops (ampliación) al Gasoducto Norte a la altura de Ferreyra y la Ciudad de Córdoba y el cambio de sentido de 4 plantas compresoras, con una fecha de finalización de las obras prevista para fines de agosto. Al momento se encuentran trabajando en el proyecto más de 2 mil personas en forma directa.

Cabe destacar que la Reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy para generación de energía eléctrica, abastecimiento de hogares, industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería de litio, además de exportar gas a países de la región.

El gobierno nacional activó un período de transición para cambiar el actual régimen de subsidios a las facturas por el consumo de gas y de electricidad, en base a un esquema que tiene por objetivo “pasar de un régimen de subsidios generalizado, indiscriminado, con superposiciones (por la existencia de regímenes especiales), hacia un sistema focalizado en usuarios vulnerables, y más ordenado”, puntualizó.

“En época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado, es necesario rever y reordenar los subsidios, de manera progresiva, para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”, advirtió un comunicado de la Secretaría de Energía.

A través del decreto 465/2024 (Milei-Caputo), publicado en el Boletín Oficial el martes 28/5, se establece “un período de transición de seis meses (prorrogable por otros seis) en función de la evolución de la situación económica general y la dinámica del sector energético”.

Desde Energía -en la órbita del ministerio de Economía- se puntualizó que “se hacen una serie de modificaciones del Decreto 332/2022, que estableció la segmentación según la capacidad económica de los usuarios, conocida como N1 (ingresos altos), N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios):

a) Se dejan sin efecto los límites respecto del precio mayorista en el componente de la energía, de N2 (40 %) y N3 (80 %) sobre la base del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) para trasladar, progresivamente, a los usuarios finales los precios y tarifas reales de la energía. Dichos límites del CVS impedían seguir en el sendero de corrección de precios y tarifas que impulsa este Gobierno.

b) Por ello, se faculta a la Secretaría de Energía a:

i) Establecer bonificaciones o descuentos a los usuarios N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios).

ii) Establecer nuevos topes de consumo máximos subsidiados para N2 y N3, corrigiendo así un grave defecto del régimen anterior que alentaba el consumo ilimitado. Los consumos excedentes se pagarán a precio o tarifa plena, es decir, sin subsidio”.

Energía señaló que durante dicho período de transición, “se monitoreará la evolución de todas las variables en juego, cruces de información, se impulsará el reempadronamiento y la actualización del RASE (Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos) a fin de asegurar que los usuarios estén en el segmento correspondiente según su nivel de ingresos”.

Desde el gobierno se sostiene que “el régimen de subsidios anterior, junto con la política energética de congelamiento tarifario, contribuyeron sustancialmente a la opacidad de las tarifas finales y a la confusión conceptual entre los montos efectivamente facturados a los usuarios y los subsidios”. “Eso, en contra de los intereses económicos de los propios usuarios conforme a las disposiciones del Artículo 42 de la Constitución Nacional, resultando casi imposible discernir según qué conceptos y por qué importes se abona el servicio respectivo”, se agrega.

“Recordamos a los usuarios la importancia de hacer un uso eficiente y responsable de la energía”, señala la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

Los aspectos principales del Decreto 465/24 puntualizan:

Se determina la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado.

Se establece un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados (“Período de Transición”), que se extenderá desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024. La vigencia podrá ser prorrogada por única vez, por un plazo de SEIS (6) meses, mediante resolución fundada de la S.E. en su carácter de Autoridad de Aplicación del Decreto 332/2022.

Se dejan sin efecto los límites del impacto en factura que genere la corrección del componente Energía fijado como porcentaje del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, contenidos en el Decreto 332/22.

Los criterios de inclusión en cada uno de los niveles de segmentación previstos en el mismo Decreto podrán ser revisados y modificados por la Autoridad de Aplicación. Podrá establecer criterios de exclusión a partir de indicadores de exteriorización patrimonial que indirectamente manifiesten nivel de ingresos.
La verificación de alguno de estos criterios en relación con alguno de los integrantes del grupo conviviente habilitará a la S.E. a rechazar la solicitud del beneficio o a excluir al hogar del padrón de beneficiarios.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia precios de mercado y tarifas basadas en costos económicos para el sector energético, asegurando la gradual reducción de los subsidios actualmente vigentes.

En particular, se faculta a la Secretaría de Energía para:

1) Establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas.
Para fijar los volúmenes máximos subsidiables, la Autoridad de Aplicación deberá contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año.
En una primera etapa, la Autoridad de Aplicación podrá extender a los usuarios del Nivel 2 los límites de consumo que ya rigen para los usuarios del Nivel 3 conforme a las Resoluciones 649/2022 y 686/2022, ambas de la S.E.

2) Aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial. La Autoridad de Aplicación podrá fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición por los volúmenes consumidos hasta el máximo definido.

3) Disponer que las cantidades consumidas en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonadas a los precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica establecidos por la S.E. o resultantes de la interacción de los agentes del mercado, conforme a los cuadros tarifarios aprobados por las autoridades competentes en cada jurisdicción, con la posibilidad de mantener escalones graduales de bonificación para los volúmenes excedentes en el caso de los usuarios Nivel 2.

4) Revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar, así como los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente Energía, teniendo en cuenta la adquisición progresiva de hábitos de consumo eficiente por parte de los usuarios.

5) Modificar la denominación y/o el criterio de segmentación de las categorías de usuarios residenciales, incorporados en el RASE, incluyendo la revisión de los indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, así como la posibilidad de su unificación para establecer una única categoría de usuarios residenciales que requieran asistencia para acceder al consumo indispensable de energía.

6) Calibrar las diferentes variables que se requerirán para la implementación del régimen de subsidios focalizados de Canasta Básica Energética (CBE), y realizar las pruebas y verificaciones pertinentes en función de la evaluación de los resultados observados durante el Período de Transición.

7) Invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) y realizar los cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales, a fin de actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar los errores de inclusión y exclusión.

8) Determinar los mecanismos de compensación de los menores ingresos de las licenciatarias o concesionarias de servicios de distribución por aplicación de las bonificaciones establecidas durante la vigencia del Período de Transición.

La Secretaría de Energía queda facultada para dictar todos los actos que se requieran para la implementación de lo dispuesto en el decreto.

En tal sentido, podrá emitir las normas necesarias para la reestructuración del régimen de subsidios a la energía, y para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios.

Asimismo, determinará los roles y las tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, incluyendo al SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN NACIONAL TRIBUTARIO Y SOCIAL (SINTyS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), a la ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE LA SEGURIDAD SOCIAL (ANSES), a la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP), y a los prestadores de los servicios públicos y otros agentes públicos o privados que administren bases de datos que pudieren ser relevantes para la implementación del régimen de beneficiarios y de los beneficios aplicables.

La secretaría de Energía establecerá los medios y procedimientos para que los usuarios interesados puedan solicitar su reempadronamiento, actualización de la información brindada, o reclamar por su condición en relación con los subsidios a la energía de una manera ágil, expedita y gratuita.

El decreto instruye a la JEFATURA DE GABINETE, a los Ministerios y Secretarías de la PRESIDENCIA DE LA NACIÓN, a la ANSES, a la AFIP, a la DIRECCIÓN NACIONAL DE MIGRACIONES y a todo otro organismo público, independientemente de la naturaleza jurídica que revista, a brindar a la Autoridad de Aplicación (S.E) la información que ésta requiera durante el Período de Transición.

Toda la información proporcionada al RASE durante el Período de Transición será integrada al SINTyS), en su carácter de coordinador de intercambio de información, dando cumplimiento a las previsiones existentes en materia de protección de datos personales y sensibles, conforme lo establece la Ley de Protección de los Datos Personales 25.326.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá considerar, además, la existencia de otros regímenes de beneficios y/o subsidios a la energía vigentes, a fin de recomendar o proceder a su adecuación, eliminación y/o reemplazo.

En particular, deberá proveer un mecanismo para establecer los beneficios que correspondan a las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de la Ley sobre Régimen Tarifario Específico para Entidades de Bien Público 27.218 y la Ley sobre Régimen de Promoción de los Clubes de Barrio y de Pueblo 27.098.

El gobierno nacional decidió, a través del decreto 466/2024, un incremento a partir del 1 de junio próximo en los montos de los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL), y al dióxido de carbono (CO2), retomando así las actualizaciones periódicas de estos gravámenes, tras haberlas suspendido en mayo para contener la inflación.

Esta actualización impositiva incidirá de manera directa en los precios de los combustibles el mes entrante. Rige para las naftas, para el gasoil, y para otros derivados, y representa un ingreso importante para el fisco.

La decisión ocurre en momentos en los cuales se advierte una ralentización en el consumo en general, y también de combustibles.

Se trata, en parte, de ajustes impositivos que no habían sido aplicados en el último tramo del gobierno anterior. Por ello, las actualizaciones ahora dispuestas corresponden a lo no aplicado en el cuarto trimestre calendario del 2023, y también al primer trimestre calendario del 2024.

Un cuadro publicado en el Decreto 466 detalla que los montos de impuesto se incrementan en junio en: $ 10,121 el ICL sobre las naftas y $ 8,245 el ICL sobre el gasoil. Tendrán una suba diferencial de $ 4,464 el impuesto cuando se destine al consumo en el área de las provincias patagónicas, el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la Provincia de Mendoza.

Asimismo, el incremento al Impuesto al Dióxido de Carbono será de $ 0,619 para las naftas y de $ 0,935 para el gasoil.

En los considerandos de la norma se describe que “conforme a lo dispuesto por el Decreto 107 de enero de 2024 se postergaron los efectos de los incrementos en los montos de estos impuestos, derivados de las actualizaciones correspondientes al primer, segundo, tercer y cuarto trimestres calendario del año 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, conforme a un cronograma de gradualidad.

Su último tramo, referido a la actualización por cuarto trimestre del año 2023 resultaría aplicable a partir del 1° de junio de 2024, inclusive , de acuerdo con la modificación efectuada mediante el Decreto 375 de abril del 2024.

A partir de esa misma fecha también tendrían efectos los incrementos en los referidos montos originados en la actualización correspondiente al primer trimestre del año 2024.

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible, resulta razonable diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultarían aplicables a partir del 1° de junio de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”, señala el decreto publicado ahora (466/2024).

Por ello, el mismo decreto establece entonces que “Para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de julio de 2024, inclusive, deberá considerarse el incremento total en los montos de impuesto”.

Arabia Saudita planea una venta multimillonaria de acciones de Aramco prevista para junio. Estiman que la oferta podría recaudar unos 10.000 millones de dólares. Los preparativos están en curso y los detalles aún podrían cambiar. Las acciones cotizarán en Riad y será una oferta totalmente comercializada en lugar de una venta acelerada durante unos días.
La oferta pública inicial de la petrolera, que tuvo lugar a finales de 2019, se convirtió en la mayor del mundo al generar 25.600 millones de dólares con la venta del 1,5% en la compañía estatal saudí
El gobierno saudita sigue siendo el principal accionista de Aramco, con una participación del 90%, y depende en gran medida de sus pagos.
Aramco espera pagar 31 mil millones de dólares en dividendos, comunicó la compañía a principios de este mes, a pesar de informar ganancias más bajas para el primer trimestre en medio de precios más bajos del petróleo y volúmenes vendidos.
Desde su oferta pública inicial en 2019, la mayor salida a bolsa del mundo, las acciones de Aramco han subido desde un precio de salida a bolsa de 32 riyales hasta un máximo de 38,64 riyales hace un año. Sus acciones cerraron a 29,95 riyales el jueves.

La petrolera BP y el productor estadounidense de esquisto EOG Resources negocian desarrollar conjuntamente un campo de gas natural frente a la costa de Trinidad y Tobago, según consignó Reuters.
El campo contiene poco menos de 1 billón de pies cúbicos (tcf) de gas natural, pero eventualmente será vinculado nuevamente a otro descubrimiento de BP, acercando el área a desarrollar a 1,5 tcf de gas, dijeron a Reuters dos personas con conocimiento del proyecto.
Se espera que el primer gas llegue a finales de 2026 y está previsto que alimente el proyecto emblemático de gas natural licuado (GNL) de Trinidad, Atlantic LNG, en el que BP y Shell tienen cada uno una participación accionaria del 45%.
Trinidad y Tobago es el mayor exportador de gas superenfriado de América Latina y el segundo mayor exportador mundial de metanol y amoníaco.
La producción de Atlantic LNG representa una gran parte de la cartera total de GNL de BP, pero sus operaciones se han visto obstaculizadas por la disminución de la producción de gas natural en campos antiguos.
BP está trabajando con EOG para avanzar en las aprobaciones regulatorias y alcanzar acuerdos comerciales, dijo la compañía sobre la empresa conjunta Coconut.

El ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de Buenos Aires, Augusto Costa, afirmó que “En el marco de un contexto difícil, queremos ratificar la voluntad del Gobierno bonaerense de trabajar codo a codo con YPF, Petronas y el puerto de Bahía Blanca”, en el proyecto de instalación de la planta productora de GNL en ésa zona portuaria.

“Este proyecto le va a cambiar las perspectivas a la provincia y al país. No vemos motivos para que sea puesto en cuestión”, afirmó el funcionario en conferencia de prensa.

El gobierno de Javier Milei esta promoviendo cambios en este sentido, con lo cual la planta de GNL tendría como destino la provincia de Río Negro.

El ministro Costa se refirió a la declaración de interés provincial del proyecto de YPF para la instalación de una planta de licuefacción de gas natural en el Puerto de Bahía Blanca, la cual se comenzó a proyectar 2017 y cuyos trabajos conjuntos avanzaron hasta efectivizar en 2023 la reserva de 1.500 hectáreas en el predio del Puerto Bahía Blanca para poder localizar la planta allí.

“Trabajamos para dar continuidad a proyectos de inversión muy importantes, que es necesario que sigan su curso. Uno de ellos es el proyecto de la planta de licuefacción de gas en el puerto de Bahía Blanca, que tiene que ver con la recuperación de YPF (2012) y el desarrollo de Vaca Muerta, para tener una producción de GNL en nuestra provincia. Dada su importancia, el Gobernador lo declaró proyecto de interés provincial”, remarcó el ministro.

Asimismo, Costa explicó: “A través de esta inversión se llegará a producir entre 25 y 30 millones de toneladas por año. Es un proyecto estratégico y clave, ya que implica un impulso para el desarrollo productivo con agregado de valor, fuerte aumento de las exportaciones, incentivo a la operatoria portuaria bonaerense y un gran generador de empleo”.

YPF concluyó la primera etapa del proyecto exploratorio no convencional a Vaca Muerta en Mendoza y a partir de los resultados obtenidos avanzará con otro pad de pozos en un segundo período exploratorio para el 2025, informó la Compañía.

Los pozos perforados en el extremo sur del departamento de Malargüe fueron descubridores de petróleo y permitirían a YPF extender los límites productivos de la formación geológica, más allá del hub core que se encuentra principalmente localizado en Neuquén.

En línea con la estrategia de expandir el conocimiento de VM, se asociaron compromisos exploratorios en dos bloques. En CN VII A, se perforó el pozo vertical Aguada Negra de 2.576 metros con rama horizontal de 1.074 metros, mientras que en Paso Bardas Norte se llevó adelante un pozo horizontal de 1.059 metros.

Luego se realizaron un total de 25 etapas de fracturas (12 en Paso Bardas Norte y 13 en Aguada Negra) para comenzar, el 18 de febrero pasado, los ensayos con el objetivo de evaluar los niveles de reservorio. Actualmente los pozos muestran interesantes datos de productividad de petróleo, según los últimos registros, indicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

YPF proyecta pasar a un segundo período en el permiso exploratorio CN VII A, en el marco de un plan que contempla realizar en el 2025 un piloto vertical y dos ramas horizontales de 2.500 metros a mayor profundidad.

Este proyecto piloto no convencional es el primero que desarrolla YPF en la provincia y tiene como objetivo impulsar la continuidad de la exploración de Vaca Muerta. Se puso en marcha en el segundo trimestre del 2023 permitiendo la obtención de datos geológicos relevantes para interpretar y caracterizar las condiciones que presenta la formación sobre el borde mendocino.

Pluspetrol aportará 500 mil dólares al programa de becas “Gregorio Álvarez” de la Provincia de Neuquén, con el objetivo de contribuir a reinsertar, retener y asegurar la permanencia de estudiantes que estén en riesgo de abandonar sus estudios o se encuentren fuera del sistema educativo, además de fomentar el desarrollo de oficios para los jóvenes.

En un acto realizado en la ciudad capital de la provincia, se firmó el convenio de adhesión entre el Gobernador Rolando Figueroa y el Gerente General de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila, a través del cual la compañía hará un desembolso de 500 mil dólares, que se sumará al aporte de inversión social que la empresa tiene en ejecución en Neuquén por lo que totalizarán 1.500.000 dólares para el corriente año.El Gerente General de Pluspetrol, Adrián Vila, destacó que “el programa de becas ‘Gregorio Álvarez’ es una iniciativa estratégica impulsada desde el ejecutivo neuquino, que hace foco en el capital más importante que tiene una sociedad: la educación de sus futuras generaciones. Estamos convencidos que nuestro rol como compañía, además de invertir en el desarrollo energético de la región y del país con la generación de empleo de calidad, debe estar acompañado con programas de responsabilidad social para el fortalecimiento de la ciudadanía. Por eso, estamos hoy aquí firmando este importante convenio de adhesión, junto al Gobernador Rolando Figueroa, con el objetivo de consolidar el derecho a la educación de los neuquinos”.

El programa impulsado por la provincia apunta, por un lado, a promover la terminación de la escuela secundaria y, por otra parte, a la formación profesional de quienes hayan cumplido el ciclo escolar y deseen desarrollarse en un oficio.

El compromiso de Pluspetrol con la provincia involucra numerosos proyectos que están estructurados en tres ejes que componen su estrategia de Responsabilidad Social: educación, producción y fortalecimiento institucional por lo que el programa de becas Gregorio Álvarez está alineado a la estrategia de inversión social de la compañía.

Pluspetrol, con más de 45 años en la provincia, opera diferentes yacimientos entre los que se destaca La Calera y se posiciona como un jugador clave en el desarrollo de campos no convencionales

Acerca de Pluspetrol

Pluspetrol es una compañía de energía con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Argentina, en el yacimiento Centenario, Neuquén, hace más de 40 años. Pluspetrol desarrolla operaciones en Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo–, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, Bolivia, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.

En el marco del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, el Ente Nacional Regulador ENARGAS autorizó a Energía Argentina S.A. (ENARSA) -en base a la Ley 24.076-, “a extender el sistema de transporte de gas natural e iniciar la construcción de un gasoducto desde las inmediaciones de la Planta Compresora “La Carlota” del Gasoducto Centro Oeste, hasta las inmediaciones de la Planta Compresora “Tío Pujio” sobre el Gasoducto Norte, en el marco del Programa “Transport.Ar Producción Nacional”.

También a través de la Resolución 233/2024 publicada en el Boletín Oficial, el ENARGAS autorizó a ENARSA y a Tansportadora de Gas del Norte (TGN) a “iniciar la construcción de cañería paralela al Gasoducto Norte, entre las Plantas Compresoras “Tío Pujio” y “Ferreyra”, y a ejecutar las obras necesarias en las Plantas Compresoras “La Carlota”, “Tío Pujio”, “Ferreyra”, “Dean Funes”, “Lavalle” y “Lumbreras”, a fin de revertir el flujo y la inyección del gas.

Con la firma del interventor Carlos Casares, el Ente Regulador dispuso además que ENARSA, en su carácter de propietaria del gasoducto cuya construcción se autoriza, estará sujeta a las disposiciones de la Ley 24.076 (marco regulatorio) en cuanto a las pautas para la Administración del Despacho, los Estándares de Calidad aplicables, y demás resoluciones y disposiciones del ENARGAS; sin perjuicio de las obligaciones a cargo de TGN conforme el contrato de operación y mantenimiento (del nuevo gasoducto) que suscriba con ENARSA.

Esta empresa, en su rol de prestador del servicio de transporte a través del nuevo ducto deberá asegurar y garantizar que se encuentra operando en condición segura y con adecuado mantenimiento.

Por otra parte, el Ente Regulador dispuso que TGN, en su carácter de Licenciataria de los gasoductos Norte y Centro Oeste, “y en ejercicio de su deber de policía técnica de seguridad, será responsable del control y habilitación de las obras que se aprueban, sin perjuicio de las obligaciones y responsabilidades que le corresponden en virtud del contrato de operación y mantenimiento a celebrar con ENARSA”.

El ENARGAS ordenó a ENARSA que le presente el Acuerdo Definitivo (entre esa empresa y TGN), una vez que el mismo se encuentre suscripto, y señaló que “se considerarán nulas de pleno derecho aquellas cláusulas contractuales que se contradigan con las disposiciones del Marco Regulatorio de la Industria del Gas y la normativa dictada en su consecuencia”.

En los considerandos de la resolución se puntualiza que “ENARSA y TGN, mediante nota del 26 de abril de 2024, remitieron información técnica y ambiental actualizada con el alcance definitivo del proyecto denominado “REVERSION DEL SISTEMA NORTE”.

Se trata de un proyecto diseñado y anunciado por el gobierno anterior, y que se procuraba ejecutar desde principios de este año de manera de intentar concluirlo en el ahora inminente invierno, lo que no ocurrirá.

Lo dejó con financiamiento parcial a través de un crédito del CAF. Hasta ahora se licitaron y adjudicaron las obras, y también la provisión de los caños, que ya estan llegando a los frentes de obra.

Será para llegar Noroeste del país con gas natural producido en Vaca Muerta y reemplazar los cada vez menores volúmenes de gas que Bolivia viene proveyendo a esa región, ya que han mermado sus reservas propias.

Incluso, esta contempalda la posibilidad de llegar con el gas argentino a la propia Bolivia, y a Brasil, utilizando la infraestructura de ductos que van desde Bolivia hasta San Pablo.

ENARSA y TGN informaron que dicho proyecto comprende: La construcción de 122 km de cañería de 36” desde el predio de la planta compresora La Carlota hasta el predio de la planta compresora Tío Pujio, lo que permitirá interconectar los sistemas de transporte Norte y Centro Oeste de TGN.

Además, La instalación de 62 km de loop de 30” al norte de la Planta Compresora Tío Pujio; y las adecuaciones necesarias en las plantas compresoras La Carlota, Tío Pujio, Ferreyra, Dean Funes, Lavalle y Lumbreras para la reversión de flujo del Gasoducto Norte.

En su presentación, y entre otros aspectos, ENARSA y TGN manifestaron que “el Proyecto de ‘REVERSIÓN DEL SISTEMA NORTE’ es una obra que posibilitará el transporte en sentido inverso del Sistema Norte de hasta 19 MMm3/d, permitiendo así la bidireccionalidad del flujo de gas, aportando versatilidad al sistema, garantizando el abastecimiento en la dirección en la que sea requerida y dotando al mismo de mayor confiabilidad y seguridad”.

El ENARGAS hace hincapié en que “según lo descripto, sólo el nuevo gasoducto de interconexión de 122 km configuraría una extensión del sistema licenciado de TGN, cuya construcción está a cargo de ENARSA (por expresa indicación del PODER EJECUTIVO NACIONAL y de la SECRETARÍA DE ENERGÍA), y quien a su vez contrataría un servicio de operación y mantenimiento de dicho gasoducto a TGN”.

“Por otra parte, los loops y las adecuaciones sobre las plantas compresoras configurarían una ampliación del sistema de transporte existente, que actualmente ya es operado por la Licenciataria”, añade.

“En razón de ello, si bien esta Autoridad Regulatoria entiende que el proyecto presentado comprende todas las obras indicadas anteriormente, y que este Organismo es el competente para autorizar su inicio (según lo dispuesto en la Ley 24.076), se estima pertinente hacer la distinción entre ambas”, señala el Organismo regulador.

Y agrega que ello “en atención a que se trata de obras de distinta naturaleza que podrían implicar o derivar a posteriori en un análisis diverso de las cuestiones económicas-tarifarias, de asignación de capacidad, entre otras”.

ENARSA y TGN agregaron en su presentación ante el Ente que “la obra de Reversión no representa un incremento de capacidad firme desde cuenca, sino que fue diseñada para el abastecimiento de la demanda actualmente conectada al Gasoducto Norte desde el sur, constituyendo una obra de confiabilidad para el sistema, fortaleciendo la conexión de la zona Centro Norte con Litoral y GBA, brindando un respaldo de capacidad y suministro, y ampliando las opciones de operación y las posibilidades de resolver potenciales dificultades de transporte”.

Así, mediante un swap de volúmenes con el gasoducto Centro Oeste, “permitirán transportar desde San Jerónimo hasta la zona Centro Norte 19 MMm3/d y dotarán de mayor confiabilidad y flexibilidad operativa a la capacidad de transporte existente desde Centro Norte hacia las zonas de Tucumán y Salta”.

La Resolución 233 describe que “el proyecto presentado busca satisfacer los siguientes objetivos de suministro: Asegurar el abastecimiento de los consumidores de las zonas de distribución servidas por el gasoducto Norte, así como la generación termoeléctrica necesaria para la seguridad de suministro local.

También, permitir el despacho de las usinas termoeléctricas eficientes conectadas al gasoducto, que en su mayoría carecen de combustible alternativo, y cuyo despacho es necesario para asegurar el suministro eléctrico regional.

Además, se busca “sentar las bases para una expansión que permita el crecimiento de la demanda zonal, considerando tanto el crecimiento vegetativo como el desarrollo de la minería en la región de la Puna y la potencial exportación a Brasil, Bolivia, y al norte de Chile”.

PECOM fue elegida por segundo año consecutivo como la mejor empleadora en la industria energética según el Randstad Employer Brand Research 2024. A su vez, PECOM ascendió al quinto lugar en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

El Randstad Employer Brand Research 2024 registra a PECOM como la empresa más elegida para trabajar en la industria energética, tal como sucedió en su edición 2023. A su vez, PECOM figura en quinta posición del ranking de todos los sectores, ascendiendo tres posiciones con respecto al año pasado en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

“Este logro es el resultado del trabajo de todos los que formamos parte de PECOM, para construir una cultura organizacional sólida, donde nuestra gente es uno de los valores fundamentales. Día a día, fomentamos una cultura basada en el respeto, la colaboración y el crecimiento continuo, donde cada colaborador tiene la oportunidad de dar lo mejor de sí. Por eso, volver a posicionarnos como líderes en la industria energética y ascender a la quinta posición en el ranking total, nos llena de orgullo y felicidad, motivándonos a seguir por este camino”, señaló Fernando Portero Castro, Director Ejecutivo de Capital Humano y Organización de PECOM.

El estudio del Randstad Employer Brand Research analiza el atractivo de las marcas de los mayores empleadores en 32 países. Es el estudio independiente sobre employer branding más completo e inclusivo a nivel global, con más de 173.000 encuestados de entre 18 y 64 años. En Argentina, las empresas ganadoras de la edición 2024 fueron elegidas por 4.033 encuestados.

Sobre PECOM

PECOM es una empresa de Servicios, Construcción y Productos enfocada en Gas, Petróleo, Energía Eléctrica y Minería. Tiene más de 70 años de experiencia y forma parte del Grupo Perez Companc

En Petróleo y Gas ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, Artificial Lift, Well Services, servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías. Desarrolla modelos de gestión y operación digitalizados basados en integración e inteligencia de datos.

En Energía Eléctrica realiza infraestructura para la generación (renovable y no renovable), transporte y distribución, tanto para el mercado regulado como no regulado. A su vez, se desempeña en infraestructura para Minería.

PECOM tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil y Colombia. Cuenta con cerca de 8500 colabores

TotalEnergies avanza con el desarrollo del proyecto petrolífero de Kaminho, a 100 kilómetros de la costa de Angola, con una inversión en el proyecto de 6000 millones de dólares

El proyecto se enfoca en dos campos petrolíferos situados en el bloque 20/11, Cameia y Golfino, según un comunicado de la agencia nacional angoleña de hidrocarburos ANPG. La empresa italiana de ingeniería Saipem convertirá un buque de transporte de crudo muy grande en una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), que conectará el petróleo de los yacimientos en alta mar a una red de producción submarina.

La producción está prevista para 2028, con una meseta de 70.000 barriles de petróleo al día. TotalEnergies explota el bloque 20/11 con una participación del 40%. Petronas, de Malasia, posee otro 40%, y Sonangol, de Angola, un 20% Angola, donde la petrolera francesa es el principal operador, produce 1,1 millones de barriles de petróleo al día, lo que la convierte en el segundo mayor exportador de crudo de África. Sin embargo, sus yacimientos disminuyen un 15% cada año.

El país ha montado una agresiva campaña para atraer inversores, mantener la producción de petróleo, incorporar nuevas reservas y aumentar la producción de gas natural, mientras el interés del sector se desplaza hacia nuevos descubrimientos en Guyana, Namibia y Surinam. (Información de Olivier Sorgho y América Hernández en París, Wendell Roelf en Ciudad del Cabo

La ex subsecretaria de Planificación Energética, Cecilia Garibotti, opinó que “llegan los días más fríos del año en la Argentina y el gobierno nacional improvisa y debe importar combustibles por 500 millones de dólares debido a la paralización de la obra pública y la ausencia de planificación energética, en un país que tiene la segunda reserva de gas más importante del mundo.

Garibitti, actual directora de la Fundación Encuentro, expresó, “Estamos ante una situación de emergencia, hasta el propio gobierno la declaró. Sumado a que la industria utilizó sólo 55 % de su capacidad instalada, el gobierno ahora les está cortando el suministro de gas”. “Esta medida del gobierno ocurre con tarifas más caras y encima con posibles cortes en el invierno”, remarcó.

“Nosotros el año pasado aseguramos con el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que nuestro pais pueda abastecerse con gas local, gracias a la decisión del ministro Sergio Massa. Este logro se tenía que complementar con plantas compresoras y con la reversión del Gasoducto Norte, pero todas estas obras las frenó el gobierno actual”, manifestó Garibotti.

Al respecto destacó que “Hoy, con el gasoducto se transportan 11 millones de metros cúbicos día pero si las plantas comprensoras de Tratayén, Salliqueló y Mercedes estuviesen en funcionamiento la producción transportada hubiese llegado a 24 millones de metros cúbicos. Las decisiones en energía se tienen que tomar con tiempo, no se puede improvisar porque sino pasan estas cosas”.

La ex Subsecretaria indicó: “El gobierno nacional salió ahora a comprar mas barcos con cargamentos de gas y de combustibles líquidos. Esto genera un costo de 500 millones de dólares cuando terminar las obras del gasoducto significaba un costo mucho más bajo”.

El Gobierno Nacional informó que “se pusieron en marcha medidas necesarias para asegurar el suministro de gas a los usuarios prioritarios, en el marco de la presencia anticipada de bajas temperaturas, que han sido más bajas que las pronosticadas (y más propias del invierno)”.

En este sentido, el Gobierno Nacional dispuso “la aplicación temporal de la interrupción del suministro a algunas estaciones de GNC, previsto en los contratos firmados bajo esa modalidad”.

Al respecto, el ENARGAS instruyó a las licenciatarias y transportistas “a seguir el protocolo que requiere cortar o restringir los suministros interrumpibles para mantener las presiones necesarias en el sistema”, se indicó en un comunicado de la Secretaría de Energía.

Asimismo, la cartera que conduce Eduardo Rodriguez Chirillo, señaló que “se requerirá a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), gran comprador de gas, que haga uso del transporte de gas en la modalidad interrumpible sólo hasta el mínimo técnico necesario para sostener el sistema eléctrico, utilizando combustibles alternativos para sostener la demanda eléctrica”. Además, se adquirirá un mayor volumen de GNL, se indicó.

El gobierno de Javier Milei justificó estas decisiones señalando que “las medidas implementadas se realizan en el marco de la vulnerabilidad del sistema gasífero derivado de su infraestructura insuficiente desde hace décadas por falta de inversión”.

En mayo de 2023 quedó inaugurado el Tramo 1 del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, con capacidad inicial para transportar 11 millones de metros cúbicos día de gas producido en Vaca Muerta. Está pendiente la construcción del segundo tramo proyectado, que el gobierno pretende sea financiado por el sector privado.

También sostiene como motivo “la reducción del suministro desde Bolivia, en base a acuerdos de la gestión anterior”. En rigor ya se sabía que Bolivia reduciría el suministro por la merma de sus reservas, y por ello resultaba clave finalizar a tiempo la reversión del Gasoducto Norte, obra demorada por la Administración Milei.

Complementa la argumentación de la escasez “un consumo excepcionalmente alto de la demanda prioritaria (usuarios residenciales) de gas natural (de 45 MM3/día a 70 MM3/día)”.

El Gobierno Nacional agradeció “la comprensión y colaboración de todos los sectores involucrados mientras continúa trabajando para superar esta situación coyuntural, para minimizar el impacto en las industrias y estaciones de GNC”. Por lo pronto, decidió compras adicionales de GNL para inyectar a la red de gasoductos, y de combustibles líquidos para alimentar las usinas generadoras de electricidad.

La Legislatura de Neuquén sancionó un impuesto provincial al uso del agua que utilizan las hidroeléctricas. La norma habilita al gobernador a establecer un monto que las generadoras deberán abonar por metro cúbico turbinado. La norma plantea un conflicto directo entre la Provincia y la Nación y de no encontrar una solución política, será la Corte quien decida porque tiene competencia originaria sobre la cuestión.

La provincias patagónicas se “durmieron”: vencieron las licitaciones de las hidroeléctricas y vaticinan que quedarán afuera del negocio. Es que la gestión de Javier Milei necesita dólares, por lo que ya proyectan la concesión nuevamente de las hidroeléctricas.

De cara a lo que parece ser el camino que adoptará el PEN, la legislatura de la Provincia de Neuquén aprobó en mayo pasado, en general y por mayoría, una ley que establece el cobro de un canon por el uso y aprovechamiento del agua de los ríos Neuquén y Limay para la generación de energía eléctrica.

Además, el pleno sancionó en particular una serie de leyes, entre ellas la 3.439, que habilita el cobro de peaje en ciertas rutas provinciales.

La ley del canon por el uso del agua contempla la creación de un fondo que recaudará los ingresos en cuestión. El 70% de dicho fondo se destinará a proyectos de generación eléctrica y otras energías, mientras que el 30% restante se distribuirá entre los municipios, que deberán afrontar obras de infraestructura -luz, gas, cloaca y agua- con tales recursos.

Problemas

Los expertos consultados en la materia, coincidierno en que la ley provincial sancionada se superpondría con la Ley 15.336, conocida como la Ley de Energía Eléctrica, marco regulatorio para la generación y el transporte de energía eléctrica en Argentina.

La norma nacional coloca a la regulación del sector eléctrico (generación y transmisión) bajo la jurisdicción del Estado nacional y declara servicio público al transporte y distribución de energía eléctrica.

La Ley 15.336, en su artículo 5º expresa: “La energía de las caídas de agua y de otras fuentes hidráulicas, comprendidos los mares y los lagos, constituye una cosa jurídicamente considerada como distinta del agua y de las tierras que integran dichas fuentes. El derecho de utilizar la energía hidráulica no implica el modificar el uso y fines a que estén destinadas estas aguas y tierras, salvo en la medida estrictamente indispensable que lo requieran la instalación y operación de los correspondientes sistemas de obras de capacitación, conducción y generación, de acuerdo con las disposiciones particulares aplicables en cada caso”

Es decir, las provincias pueden disponer de toda al agua necesaria para el uso humano o riego, objetos principales de su uso.

Por su parte, el Artículo 6º declara“…la jurisdicción nacional la generación de energía eléctrica, cualquiera sea su fuente, su transformación y transmisión, cuando: ….b) Se destinen a servir el comercio de energía eléctrica entre la Capital Federal y una o más provincias o una provincia con otra o con el territorio de Tierra del Fuego, Antártida Argentina e Islas del Atlántico Sur;  d) Se trate de aprovechamiento hidroeléctricos o mareomotores que sea necesario interconectar entre sí o con otros de la misma o distinta fuente, para la racional y económica utilización de todos ellos;  e) En cualquier punto del país integren la Red Nacional de Interconexión”

La ley también declara de utilidad pública y sujetos a expropiación los bienes necesarios para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Esta declaración permite al Estado expropiar bienes privados para cumplir con los objetivos del sector eléctrico.

Esto significa que la generación y el transporte de energía eléctrica están, en gran medida, fuera del control directo de las provincias. La ley buscó uniformar la administración y gestión del sector para asegurar una distribución equitativa y eficiente de la energía eléctrica en todo el país.

Regalías y doble imposición

La provincia recibe en carácter de regalías, el 12% de la energía que despachan las hidroeléctricas al Sistema Interconectado Nacional (SIN), las provincias en cuyos territorios se encuentran las fuentes hidroeléctricas percibirán mensualmente el doce por ciento (12%) del importe que resulte de aplicar a la energía vendida en los centros de consumo, la tarifa correspondiente a su venta en bloque, a modo de compensación por los perjuicios que produce la irrupción en la jurisdicción provincial, la utilización de la fuente de energía que constituyen los ríos y la competencia sobre las centrales hidroeléctricas.

En el caso de que las fuentes hidroeléctricas se encuentren en ríos limítrofes entre provincias, o que atraviesen a más de una de ellas, las regalías se distribuirá equitativa y racionalmente entre ellas.

Por tanto, un impuesto al turbinado del agua, sería una doble imposición sobre el uso de la misma, atentos a que las regalías constituyen transferencias efectuadas por las empresas a las provincias por el uso del agua para producir electricidad.

Concesiones Federales:

Las concesiones para la generación y transporte de energía eléctrica son otorgadas por el Estado nacional, y las empresas concesionarias operan bajo un marco regulatorio nacional. Esto implica que cualquier aspecto relacionado con la tarifa, condiciones de operación y, en muchos casos, los impuestos, están sujetos a normativas federales.

Debido a la centralización y el carácter federal de las concesiones, las provincias tienen limitaciones legales para imponer impuestos o cánones sobre las actividades concesionadas por la nación. La imposición de un impuesto por parte de una provincia sobre una concesión federal puede entrar en conflicto con la normativa nacional y ser considerada inconstitucional.

Solución del conflicto y competencia

Todo indica que será la Corte Suprema de Justicia de la Nación, la que resuelva el potencial conflicto entre Nación y Neuquén, porque tiene competencia originaria para intervenir en conflictos entre la Nación y las provincias.

La Constitución Nacional, en sus artículos 116 y 117, establece que la Corte Suprema puede conocer y decidir en todas las causas que versen sobre puntos regidos por la Constitución y las leyes de la Nación, especialmente en aquellas en las que una provincia sea parte. La Corte ha interpretado consistentemente estos artículos para afirmar su competencia en casos de conflictos entre el Estado nacional y las provincias.

La Corte Suprema tiene la autoridad para resolver disputas sobre la delimitación de competencias entre la Nación y las provincias, la gestión y uso de recursos naturales, como agua y energía, y controversias sobre impuestos y regalías impuestas por las provincias. También interviene en conflictos sobre políticas energéticas y ambientales que afecten a las provincias, asegurando que estas disputas se resuelvan de manera justa y coherente con la Constitución.

Se desconocen los pasos a seguir por la Provincia del Neuquén. Podria tratarse de un impuesto que no se aplica a las actuales concesiones y/o extensiones de las concesiones, sino más bien a la espera de las nuevas.

En este caso, habrá que esperar a los hechos y esperar también alguna solución política.

Las provincias patagónicas eran conscientes del vencimiento de las concesiones pero se “durmieron” y pretendieron forzar una solución política cuando ya era un poco tarde.

La gestión Milei, ávida de dólares no parece permeable a una solicitud de participación provincial que permita los ingresos de Neuquén, sino más bien una re licitación de las operaciones en búsqueda de dinero fresco.

Los despachos de gas ruso a la Unión Europea (UE) aumentaron un 2,3% en marzo, hasta 1.140 millones de euros, de los cuales 602,6 millones correspondieron a combustible por gasoducto y 539 millones a gas natural licuado (GNL).

Italia fue el país que más incrementó sus compras durante el mes, en 2,6 veces, hasta los 238,5 millones de euros. Esta cifra fue la más alta desde febrero de 2023, cuando el Estado europeo adquirió a Rusia gas por un valor de 282 millones de euros. Como resultado, Italia se convirtió en el principal comprador de combustible ruso en marzo.

España multiplicó por 1,7 sus importaciones, hasta alcanzar los 196 millones de euros y ocupar el segundo lugar. Hungría completó los tres primeros puestos en cuanto a compras, con 174 millones de euros frente a los 210 millones del mes anterior. Bélgica también aumentó sus adquisiciones de gas un 36%, hasta 125 millones de euros. Grecia registró un ligero incremento, del 8%, hasta 120 millones de euros.

Las importaciones de GNL ruso a Europa han aumentado tras las restricciones impuestas por la UE a los recursos energéticos rusos. Sin embargo, el Consejo de la UE y el Parlamento Europeo alcanzaron el 8 de diciembre de 2023 un acuerdo político preliminar sobre la regulación del gas que incluye una cláusula de seguridad energética que permite a los Estados miembros restringir a escala nacional las importaciones por gasoductos y de GNL ruso.

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El ministro de Economía, Luis Caputo, confirmó que todas las generadoras de electricidad y productoras de gas natural aceptaron la propuesta que el gobierno les realizó hace un par de semanas para saldar, con un bono con vencimiento en 2038, la deuda que Cammesa mantiene por unos U$S 600 millones por la compra de energía de diciembre y enero últimos. Dicha propuesta se completa con el pago en efectivo de la deuda correspondiente a febrero.

Hace dos semanas las cámaras que nuclean a estas empresas emitieron sendos comunicados rechazando la propuesta gubernamental, pero luego las empresas tuvieron un plazo con vencimiento al jueves 23/5 para responder de manera individual a Economía.

Con el correr de los días, algunas resistieron menos y otras más, pero tras conversaciones con Economía y la Secretaría de Energía, sobre temas diversos del sector, todas terminaron aceptando.

“100% de adhesión a la propuesta de cancelación de deuda de Cammesa correspondiente a las facturas de diciembre y enero. Cabe resaltar la buena predisposición de los empresarios del sector que, entendiendo la situación heredada, adhirieron a la propuesta. El sector energético, que ya mostró un superávit comercial de 2.400 millones de dólares en el primer cuatrimestre del año, tiene un enorme potencial en nuestro país, con un superávit proyectado de 25 mil millones de dólares para el 2030″, publicó Caputo en su cuenta de X.

YPF y CGC finalizaron los trabajos de estimulación hidráulica en el primer pozo exploratorio no convencional con objetivo Palermo Aike, en la provincia de Santa Cruz, y se espera que durante este año se pueda conocer la productividad de la formación, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

YPF es la operadora e integra una asociación al 50 por ciento en este proyecto con CGC, que tiene el dominio minero del bloque.

En caso de obtener resultados positivos, ambas compañías avanzarán con el desarrollo de una parte del área, invirtiendo en pozos adicionales exploratorios e instalaciones asociadas, indicó YPF.

Este es un hito para la provincia ya que la exploración del no convencional en la Cuenca Austral puede generar una nueva ventana productiva, de inversiones y trabajo para desarrollar el segundo reservorio no convencional del país, detrás de Vaca Muerta (NQN).

Sobre Palermo Aike

Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, Palermo Aike es la segunda formación no convencional en importancia a explorar luego de Vaca Muerta, y se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.
Por sus condiciones geológicas, Palermo Aike es el yacimiento más parecido a Vaca Muerta dada su extensión espacial, la profundidad del objetivo (3.000 y 3.500 m), origen marino, y potencial hidrocarburífero.

Dado el volumen a investigar, este proyecto exploratorio es una oportunidad estratégica para ampliar la frontera del no convencional a otros ámbitos geográficos de nuestro país, extrapolando la curva de aprendizaje desarrollada por YPF en Vaca Muerta a lo largo de la última década.

YPF retomó en los últimos diez años su presencia en la Cuenca Austral. “Empezamos con un bloque exploratorio con CGC, y ahora tenemos tres bloques propios en la zona”, describió la vicepresidenta de Exploración de la Compañía, Fernanda Raggio, entrevistada por El Cronista.

De acuerdo con los estudios técnicos previos realizados Palermo Aike ranqueaba como segunda cuenca de shale del país después de Vaca Muerta, y por eso se encaró este proyecto, agregó.

El bloque en exploración se ubica a unos 100 kilometros al este de El Calafate. En los próximos meses se evaluará para determinar la productividad del pozo, y si se llega a la conclusión de que es rentable la explotación del recurso hay que encarar el desarrollo masivo del campo, lo que implica mas perforaciones para delimitar la zona en la que se operará, todo lo cual demandará varios años de trabajo y fuertes inversiones.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas, solicitadas por CAMMESA:

. La habitual subasta mensual, ahora para el abastecimiento interrumpible de gas natural a generadoras en junio 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.

. Y 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 la primera de estas subastas se recibieron 8 ofertas por un volumen total de 3.900.000 metros cúbicos diarios, a Precios Promedio Ponderados de U$S 3,15 por Millón de BTU en el caso del gas PIST, y de U$S 3,46 el MBTU por el gas puesto en el GBA (en este caso los precios oscilaron entre 3,06 y 3,69 dólares el MBTU) .

Las ofertas fueron de productores en Neuquén, Noroeste, Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut.

En la segunda subasta se registraron 12 ofertas por un volumen total de 18.700.000 M3/Día, a un precio promedio ponderado de U$S 4,35 el MBTU. Los precios oscilaron desde U$S 4,11 hasta U$S 4,57 el MBTU.

Las ofertas llegaron desde Neuquén (7) por un volumen de 9,5 MMm3/día, Tierra del Fuego (3) por un volúmen de 6 MMm3/día, Santa Cruz (1) por 1,2 MMm3/día, y Chubut (1) por 2,0 MMm3/día.

La Cámara Eólica Argentina (CEA) nombró a Martín Federico Brandi como nuevo presidente de la entidad.

En el marco de la designación de su nueva Comisión Directiva para el período 2023-2024, el actual CEO en PCR fue elegido por unanimidad por los miembros de la CEA. Lo acompañará en la Vicepresidencia 1º Bernardo Andrews, CEO de Genneia y anterior presidente de la Cámara, y en la 2º Vicepresidencia, Ruben Omar Lopez, Director de Energías Renovables en Central Puerto.

La designación se realizó durante la Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario, y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2023.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Jorge Ravlich, Gerente de Planeamiento y Desarrollo de Negocios Eléctricos y Renovables en YPF LUZ, como Secretario, y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero.

El nuevo Presidente, Martín Federico Brandi expresó: “Me siento honrado y entusiasmado de asumir la Presidencia de la CEA”. También remarcó “es fundamental implementar acciones tanto a nivel global como local para impulsar el sector renovable y capturar oportunidades de crecimiento”.

“La inversión en infraestructura eléctrica es crucial para toda la economía, no solo para las renovables. En Argentina, existe una alta correlación entre el crecimiento de la demanda de energía eléctrica y el crecimiento económico. La falta de infraestructura eléctrica compromete la seguridad del abastecimiento y pone trabas al crecimiento económico”, añadió.

De esta manera, la CEA seguirá trabajando como lo ha venido haciendo para fomentar las oportunidades de crecimiento económico e impulsar el crecimiento de la matriz energética renovable en el país.

Los gobiernos deben aumentar sus esfuerzos para conseguir duplicar la tasa de progreso anual en eficiencia energética hasta superar el 4 %, recomendó la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su novena Conferencia Mundial sobre la Eficiencia Enérgica, celebrada esta semana en Nairobi.

“A pesar de la ambición demostrada en la (cumbre del clima de Dubái) COP28 y de los buenos avances en muchos países y regiones, todavía no estamos viendo el progreso necesario a nivel global en materia de eficiencia energética”, dijo en un comunicado el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol.

Así, los análisis de la organización revelan que para lograr ese objetivo marcado a finales del año pasado en la conferencia climática -duplicar la tasa de un 2 % anual de progresos en eficiencia climática-, “los gobiernos deben acelerar la acción y el sector privado también debe desempeñar su papel”, destacó Birol.

Más de 500 participantes de unos 70 países (incluidos 27 africanos) acudieron a la conferencia celebrada en la capital keniana entre el martes y el miércoles para abordar ese desafío global, siendo la primera vez que el encuentro se celebraba en África.

Aunque las investigaciones demuestran que el aumento de la eficiencia energética es clave para limitar el calentamiento global por debajo de 1,5 grados (respecto a los niveles preindustriales), los datos recogidos por la AIE revelan que la tasa anual de progreso en ese ámbito se redujo en 2023 del citado 2 % a poco más de un 1 %.

Según la organización, la mejora se ha visto frenada por diferentes factores, incluyendo los niveles récord de calor, que hicieron aumentar la demanda de aire acondicionado en las zonas más cálidas.

En este sentido, el ministro keniano de Energía y Petróleo, Davis Chirchir, que copresidió junto con Birol la reunión, destacó que “Kenia está trabajando duro hacia el objetivo de duplicación como parte de sus esfuerzos para alcanzar el acceso universal a la electricidad para 2030”.

No solo Kenia, sino también otros países como Ghana o Ruanda están en camino de lograr esa meta, subrayó la AIE, en un continente donde 600 millones de personas, el 43 % de la población, aún no tiene acceso a la electricidad.

África, además, acoge a la mitad de las más de 2.000 millones de personas que deben cocinar en todo el mundo con carbón, madera, estiércol de animales o desechos agrícolas, lo que les obliga a inhalar humos y vapores que dañan su salud y que, de hecho, matan cada año en este continente a 500.000 mujeres y jóvenes.

Para poner remedio a esta crisis y acelerar las soluciones, la AIE publicó durante la conferencia una nueva lista de herramientas y políticas que pueden servir como guía a los gobiernos, mientras empresas de todo el mundo elaboraron por su lado un plan de acción para impulsar su colaboración con el sector público.

Según la organización, aumentar la eficiencia energética no solo puede contribuir a reducir las emisiones de gases invernadero que calientan el planeta, sino que alcanzar el objetivo marcado en la COP28 crearía hasta 4,5 millones nuevos empleos en el sector.

Además, reduciría hasta un tercio los gastos energéticos de los consumidores en economías avanzadas y permitiría “grandes ahorros” en los países con economías emergentes.