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La AIE recomienda a los países mejorar la eficiencia energética

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.

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La demanda de electricidad cayó 3,3 % i.a. en el cuatrimestre. Abril con bajas en industrias y comercios

La demanda de energía eléctrica registró en abril último un descenso promedio de -0,4 % en comparación con el mismo mes del año pasado y alcanzó los 10.000,2 GWh a nivel nacional, en tanto que las distribuidoras que operan en Capital y GBA tuvieron una caída de -1,2 %, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En todo el país descendieron, en promedio, los consumos comerciales e industriales, mientras que los residenciales aumentaron, sin compensar la caída general. En el primer cuatrimestre del año el descenso de la demanda de electricidad acumula -3,3 por ciento interanual.

LOS DATOS DE ABRIL

En abril de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 10.000,2 GWh; mientras que en abril del año 2023 había sido de 10.042,9 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -0,4 por ciento.

En marzo, se registró una baja intermensual de -16,3 % respecto del mismo mes del 2023, cuando alcanzó los 11.948,9 GWh. Además, se demandó una potencia máxima de 19.122 MW (29/4), lejos del récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de este año.

La demanda residencial de marzo representó el 42 % del total país, con una suba de 5,9 % respecto al mismo mes del año pasado.

En tanto, la demanda comercial descendió -3,9 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 29 %, con una caída en el mes del orden del -5,6 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido abril de 2024): 9 meses de baja (mayo de 2023, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; marzo, -14,6 %; y abril de 2024, -0,4 %), y 3 meses de suba (septiembre de 2023, el 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; y febrero de 2024, el 7,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja del -3,1 por ciento.

Los registros muestran que el consumo de energía eléctrica en mayo de 2023 llegó a los 10.815,3 GWh; en junio, 12.069,7 GWh; julio, 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero, 12.848,05 GWh; marzo, 11.948,9 GWh; y, en abril de 2024 alcanzó los 10.000,2 GWh.

En cuanto al consumo por provincia, en abril fueron 18 las provincias y/o empresas que registraron descensos: Santa Fe y La Rioja (-5 %), La Pampa y Santa Cruz (-4 %), Catamarca, Córdoba y San Luis (- 3 %), EDES y Santiago del Estero (-2 %), Entre Ríos, Chubut, EDELAP, Jujuy, Mendoza, EDEN y EDEA (-1 %), entre otros.

Por su parte, 9 provincias presentaron un ascenso en el consumo: Formosa (28 %), Chaco (16 %), Corrientes y Misiones (13 %), Salta (4 %), Río Negro y San Juan (2 %), Tucumán y Neuquén (1 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, cuya demanda representó el 30 % del consumo total país, anotaron un descenso conjunto de -1,2 por ciento i.a.. Los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -1,5 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda descendió -0,8 %. En el resto del país subió en promedio el 1 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de abril de 2024 fue menos caluroso en comparación con abril de 2023. La temperatura media fue de 18.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 19.2 °C, y la histórica es de 17.9 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica fueron las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En abril, la generación hidráulica se ubicó en los 2.289 GWh contra 2.285 GWh en el mismo período del año pasado, lo que representa una variación negativa de -0,2 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.965 MW, donde el 58 % corresponde a fuente de origen térmico y 38 % a renovables.

El despacho térmico fue mayor, aunque el consumo de combustible terminó siendo algo inferior si se compara mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos, se produjo una baja y, en el gas natural, tuvo un consumo similar.

Así, en abril siguió liderando ampliamente la generación térmica, con un aporte de producción de 49,80 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 21,77 % de la demanda, las nucleares proveyeron 10,60 % y las generadoras de fuentes alternativas el 17,65 % del total.

La importación de energía eléctrica representó el 0,17 % de la demanda total del mes, indicó el informe.

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MetroGAS alertó por el riesgo de las conexiones clandestinas

La distribuidora domiciliaria de gas natural por redes MetroGAS informó que en un año se triplicaron los casos detectados de conexiones clandestinas al suministro, alcanzando éstas un nuevo récord, y alertó por el riesgo de éstas prácticas.

Los datos surgen de los registros de MetroGAS en la Ciudad de Buenos Aires y en el Conurbano; en 2023 se descubrieron 1.599 instalaciones irregulares, mientras que el año anterior habían sido 544; desde la empresa advierten por el peligro de explosiones, incendios y graves daños que pueden ocasionar éstas conexiones.

“El número de casos viene aumentando en los últimos años y en la mayoría de ellos incluyen medidores alterados, que reducen los valores del gas consumido para disminuir la tarifa final; pero también refieren a trabajos de modificación y manipulación de cañerías para multiplicar las salidas de gas, habilitando de esta forma a más de un domicilio”, explicaron desde MetroGAS.

De acuerdo con los registros de la empresa, la cantidad de instalaciones ilegales halladas en 2023 totalizaron 1.599 conexiones clandestinas. De este total, 390 casos corresponden a CABA y 1.209 a la provincia de Buenos Aires, donde se estan realizando también una mayor cantidad de operativos del área de Fiscalización y Control de la Compañía.

Esta cifra es un salto abrupto respecto de los años previos. En 2022 se habían detectado un total de 544 conexiones clandestinas; en 2021, fueron 636, y en 2019, el total quedó en 424.

“El principal riesgo de una conexión clandestina es la explosión que puede generarse a partir de un escape de gas natural. Otros riesgos pueden ser un incendio o una intoxicación por monóxido de carbono”, advitió la Compañía, que brinda servicio a más de dos millones de usuarios.

Al borde de la tragedia

“Este tipo de conexiones es un riesgo enorme para los involucrados, no solo para las personas que habitan en la locación sino también para el resto de la comunidad. Habilitar una instalación sin las medidas de seguridad correspondientes puede derivar en una verdadera catástrofe”, sostuvo Diego Siri, director de Operaciones de MetroGAS.

En julio de 2023 se produjo una explosión en un departamento ubicado en el barrio de Chacarita (CABA). Los mayores daños fueron roturas de vidrios en la ventana balcón del living, en el baño, roturas en un tabique de durlock y desprendimiento de mamposterías.

La causa de la explosión fue una acumulación de gas dentro del pleno que contiene el recorrido de las cañerías internas de todas las unidades del edificio. Al inspeccionar el lugar, personal calificado de MetroGAS detectó un total de 32 conexiones clandestinas, las cuales les daban gas a las cocinas en los departamentos.

“El del edificio de Chacarita es uno de los casos en las que una conexión clandestina de gas podría haber sido fatal. Luego de la explosión, hubo que evacuar a más de 50 habitantes del domicilio”, explicaron desde la Distribuidora.

Poco antes, en marzo, hubo un incendio en un hostel de San Telmo. El fuego se inició en la cocina y pudo ser sofocado con matafuegos por los ocupantes. En el lugar, los bomberos detectaron que el nicho de gas estaba vacío, no había medidor y el suministro de las 45 unidades del complejo se hacía por una conexión directa realizada en forma antirreglamentaria.

En noviembre del año pasado, en tanto, MetroGAS detectó en una empresa ubicada en la localidad bonaerense de Avellaneda, una conexión clandestina que permitía el ingreso de gas natural al domicilio sin ser medido y sin tener una instalación interna aprobada por la distribuidora. Al realizar la inspección se encontró una caldera de gran porte encendida que era abastecida por esa conexión clandestina. En la vía pública, en tanto, se halló una derivación perpendicular al caño mayor de MetroGAS que ingresaba a la propiedad y permitía el paso de gas natural sin ser medido.

También en noviembre último se generó otro incendio en una fábrica en Luis Guillón, partido de Esteban Echeverría. Luego que los bomberos controlaran el siniestro la cuadrilla de MetroGAS encontró una conexión directa de gas, en la que se produjo un escape. Eso fue lo que inició el fuego en un montículo de residuos y las llamas alcanzaron también mediasombras, árboles y parte del exterior de la propiedad.

Se trató de un peligroso caso de reincidencia ya que, aunque la conexión fue clausurada, se sospecha que la fábrica generó una nueva instalación ilegal, por lo que el sector de Fiscalización y Control de la empresa acentuó su trabajo en la zona. El grupo económico dueño de la fábrica tiene ocho antecedentes de conexiones clandestinas. Una de ellas había sido detectada en junio bajo una muralla de piedras que derivó en una denuncia penal, se indicó.

Qué hacer si se descubre una conexión clandestina

En caso de detectar una conexión de gas realizada en forma ilegal dentro de la vivienda en la que se reside o en edificios o comercios vecinos, el primer paso es denunciar la situación ante la distribuidora, para que verifique la legalidad de la instalación.

Para eso, MetroGAS brinda dos pautas básicas que permiten identificar situaciones potencialmente peligrosas:
. Cualquier intervención sobre una instalación de gas natural realizada tanto en el interior de la vivienda como en vía pública llevada a cabo por personas ajenas a MetroGAS, a su personal contratista o instaladores matriculados.
. Cualquier instalación de gas natural que no cuente con un medidor de MetroGAS.

El gasista matriculado es el profesional identificado y autorizado, con conocimientos teóricos-prácticos para diagnosticar, verificar y reparar la instalación interna y los artefactos. En www.metrogas.com.ar se encuentra disponible el listado de gasistas matriculados habilitados por la distribuidora.

“Para MetroGAS priorizar la seguridad es el eje de sus acciones, y por eso redobla sus esfuerzos año tras año para concientizar sobre las instalaciones de gas. La revisión anual de los artefactos realizada por un gasista matriculado resulta clave”, concluyó Siri.

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Rondas Spot del MEGSA

Desde el viernes 17/05, ENARSA ofrece al mercado interno gas natural con precios inferiores a los que había fijado para las operaciones con distribuidoras hasta el día anterior.

En las Rondas SPOT del MEGSA en las que ofrezca gas proveniente de Neuquén vía el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) el precio es el precio PIST de los cuadros tarifarios fijados por el ENARGAS más 0,9471USD/MMBTU si la distribuidora lo toma en Salliqueló, y 0,9930 USD/MMBTU si lo hace en Cardales.

En las Rondas SPOT de MEGSA en las que ofrezca gas producto de la regasificación de GNL en Escobar el precio será el precio PIST de los cuadros tarifarios fijados por el ENARGAS más 2,19 USD/MMBTU.

A partir de esta novedad varias distribuidoras comenzaron a comprar en las Rondas GPNK.

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Caputo y “el lujo de un respiro (en mayo) a la clase media” con las tarifas

“Estamos bien desde el punto de vista fiscal, y por eso podíamos darnos el lujo de darle un respiro a la clase media, además de contribuir al proceso de desinflación”, afirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, en referencia a la decisión del gobierno de postergar los nuevos aumentos en las tarifas del gas y la electricidad que estaban previstos para mayo.

Los nuevos cuadros tarifarios fueron elaborados por los técnicos del Enargas y el Enre. Están listos desde hace varias semanas e implican subas importantes en el precio -en dólares- del gas PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y -en pesos- del PEST Precio Estacional de la Energía Eléctrica.

La secuencia de incrementos activada en febrero por la Secretaría de Energía implicaba actualizaciones tarifarias en tres etapas: Una hasta finales de abril, otra desde mayo y hasta setiembre, y la tercera en el último trimestre del año. Ahora sería aplicada en junio, mientras se supone se avanza con la RTI (Revisión Tarifaria Integral), con posible vigencia a partir del arranque del 2025.

Estas subas tarifarias también comprenden a los componentes del transporte (VAT) y de la distribución (VAD) domiciliaria de estos servicios, pero será con actualizaciones mensuales.

En una conferencia que dió en una reunión organizada por el IAEF, Caputo explicó que “en lo que es tarifas (los usuarios) están calificados como N1, N2 y N3 y comercios”.”Nosotros habíamos actualizado (las facturas por el consumo de los) N1 que son los de altos ingresos, y comercios. N2 y N3 por ley no podíamos hacerlo más de lo que habíamos hecho. No queríamos volver a actualizar N1 y comercios sin tocar los N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) que están pagando un 5 % de la tarifa”.

La descripción revela que los ajustes se producirán más notablemente en los consumidores medios, por efecto de la reducción de los subsidios a este tipo de usuarios.

El Ministro sostuvo que “La inflación del 8,8% (en abril) confirma que estamos por el camino correcto. El objetivo es destrozar la inflación. Confirmar que los resultados convalidan lo que estás haciendo es necesario, tenemos que ganar credibilidad”.

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YPF comenzó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur

YPF comenzó la construcción de los primeros 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra estratégica para el sector y para el país que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y creará una plataforma exportadora de energía.

Este primer tramo se extenderá entre las localidades de Añelo, en Neuquén, y Allen, en Río Negro, donde conectará con el sistema de ductos Oldelval. Esto permitirá comenzar a transportar petróleo mientras se espera la culminación del segundo tramo y la terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande (Río Negro).

A su vez, esta primera etapa fortalecerá todo el sistema de evacuación de petróleo de la cuenca, aprovechando al máximo la capacidad de transporte hacía las refinerías y hacia el puerto de Bahía Blanca.

La obra comenzó en Loma Campana, bloque operado por YPF en el corazón de Vaca Muerta. Para este primer tramo la inversión rondará los 190 millones de dólares y se generarán 500 puestos de trabajo durante el pico de las tareas. Para la construcción se demandarán más de 10 mil caños de 20 y 30 pulgadas.

En su capacidad operativa máxima este ducto permitirá transportar el equivalente a 390 mil barriles diarios incrementando en 70 % la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina y duplicando la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta.

Segunda etapa y terminal

La segunda etapa y la terminal de exportación, que completarán el proyecto, están en desarrollo y con alto grado de avance. Implicarán una inversión de más de 2.000 millones de dólares que YPF afrontará en conjunto con otras compañías que ya mostraron interés en el proyecto.

Cuando esté completado, el proyecto Vaca Muerta Sur permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año convirtiendo a Argentina en uno de los principales exportadores de la región y aportando divisas y trabajo al país.

Además del oleoducto el proyecto contempla la construcción de la playa de tanques más grande de Argentina y dos monoboyas flotantes que se ubicarán a 6 kilómetros de la costa.

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Chirillo y el mercado eléctrico

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, sostuvo que “el Presidente Javier Milei vino a quitar al Estado del rol de intermediario en el mercado eléctrico, dándole mayor libertad y responsabilidad a la oferta y la demanda”.

En una presentación ante Senadores, durante otra jornada de análisis del contenido del proyecto de Ley Bases, el funcionario explicó que con esta Ley “los generadores podrán hacer contratos con distribuidores, sin la intervención de CAMMESA”.

“Las responsabilidades pasan a ser de la oferta y la demanda. CAMMESA deja de hacer contratos con los generadores. Los generadores van a hacer contratos con los distribuidores. Los distribuidores ya tienen la capacidad económica, a través de la tarifa, para pagar los contratos suficientes a los generadores”, describió.

“Y CAMMESA volverá a ser una empresa de despacho y liquidacion de las transacciones y la seguridad del sistema”, remarcó.

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TGN publicó su Reporte de Sustentabilidad 2023

TGN publicó este mes su 24° Reporte de Sustentabilidad, en el que resume los objetivos, logros y desafíos de su gestión durante 2023 y reafirma su compromiso con los diez principios del Pacto Global de Naciones Unidas.

El reporte toma en consideración las materias fundamentales del servicio de transporte de gas, su rol en la cadena de suministro y las estrategias de abordaje para contribuir con la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible. La información se basa en los Estándares GRI 2 y GRI 11. Los indicadores y protocolos aplicados guardan relación con las operaciones que desarrolla.

En el contexto global y en respuesta a los desafíos del mercado local y regional, TGN hace esfuerzos por adoptar prácticas que minimicen los impactos ambientales, contribuyan al desarrollo de las comunidades y fortalezcan la sostenibilidad del suministro energético”, expresó Daniel Ridelener, Director General de TGN, la operadora regional de gasoductos más extensa del país.

En este sentido, la compañía comunicó que en 2023 se realizaron obras que permitieron cambiar la configuración de las plantas compresoras Tío Pujio y Leones, modificando así el sentido de un tramo del Gasoducto Norte (entre el sur de Santa Fe y el centro de la provincia de Córdoba) para incrementar la capacidad de transporte del fluido en un 40% y lograr el abastecimiento a industrias, centrales de generación de energía eléctricay hogares de esa región.

Asimismo, para asegurar la prestación del servicio de transporte de gas natural el Programa de Gerenciamiento de Integridad (PGI) realizó reemplazos de revestimientos y pruebas hidráulicas en cañerías además de obras de readecuación en cruces de ríos como el Vipos (Tucumán) y el Lavayén (Jujuy) y en el arroyo Balbuena (Salta). Como complemento, su Plan de Prevención de Daños generó a nivel país casi 1.000 visitas puerta a puerta, atendió más de 250 solicitudes de interferencias y brindó talleres y charlas a 120 entidades.

“Durante este año, utilizando criterios ESG (Environmental, Social, and Governance),TGN llevó adelante una revisión de sus principales políticas, del análisis de riesgo basado en la doble materialidad, con el propósito de eficientizar sus operaciones y gestión del negocio, contribuyendo con un triple impacto positivo que impulse la transición energética justa”, añadió Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos, destacando la adopción del enfoque también en el proceso de elaboración del Reporte.

Con foco en la acción climática, los esfuerzos en este período se concentraron en la generación de conocimiento. En este marco, se plantearon objetivos para el estudio y la revisión de procesos internos, que entre otras cuestiones abordó la gestión de emisiones de GEI, la gobernanza de datos, los inventarios y las fuentes de emisión, también se relevaron las instalaciones de compresión, se analizaron los riesgos climáticos y los diagnósticos con resultados de inventarios, en colaboración con dos consultoras especializadas.

TGN registra desde 2020 en forma anual su Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), abarcando los alcances 1 y 2, en base al Protocolo GHG. Las emisiones directas de GEI se originan, principalmente, como consecuencia de los gases de combustión liberados por los equipos de compresión y generación eléctrica para la seguridad de las instalaciones. El total del gas natural transportado en todo el sistema fue de 18.041 MMm3; el total de emisiones GEI: 1.117.043 t CO2eq y las de alcance 1, 1.116.595 t CO2eq.   

En el plano, social se realizaron acciones en 17 provincias, que llegaron a 90 localidades municipales o departamentales. Más de 7.700 participantes, entre estudiantes y docentes participaron de las actividades, en las que contribuyeron 81 voluntarios, todos colaboradores de la compañía.  Con motivo de celebrarse su 30 aniversario, a lo largo del año, se desarrolló el programa 30 años | 30 escuelas que aunó conocimiento, diagnóstico y acción al poner en práctica conceptos como la eficiencia energética en 30 escuelas técnicas, destacando el papel del gas en la transición energética y facilitando la incorporación de dispositivos de energías renovables.

El programa Cadena de Valor transitó su edición 16 y se concretó con la participación de 15 pequeñas empresas provenientes de 6 provincias.

Las actividades y los procesos reportados, como el impacto positivo de todos los indicadores, es el resultado del esfuerzo coordinado de muchas personas que trabajan en TGN, en distintas áreas y locaciones, todas ellas, comprometidas con la responsabilidad de gestionar”, agradeció Claudio Moreno, Jefe de Responsabilidad Social Empresaria de la compañía.

Ver el Reporte de Sustentabilidad 2023

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Oldelval innova con un nuevo Centro de Control

Oldelval puso en marcha una innovadora Sala del Centro de Control. La nueva instalación funciona como el cerebro de la operación y su función es la monitorización y toma de decisiones de la red de oleoductos de la compañía. El flamante centro de control fue ideado como un espacio de alto rendimiento y de funcionamiento continuo, para el seguimiento y análisis durante las 24 horas al día, los 7 días a la semana, durante todo el año.

Su rol asegura el óptimo funcionamiento de los distintos sistemas de ductos, permitiendo coordinar de forma segura los distintos puntos de carga y descarga de hidrocarburos del sistema. Las decisiones que se toman y las acciones que se definen allí, impactan en el desempeño de toda la red de transporte. Su función es clave para garantizar que las operaciones se lleven a cabo de manera eficaz, efectiva y segura, resguardando la integridad de las personas, las instalaciones y el medio ambiente.

La arquitectura del espacio se diseñó en función de las tareas que se llevan a cabo cotidianamente en el lugar. Por ello, el diseño está centrado en las personas. También se priorizaron aspectos determinantes para la funcionalidad del espacio, como la superficie de la sala, la climatización, la iluminación, accesibilidad y el mantenimiento óptimo.

La Ergonomía y el cuidado de la salud de los operadores fue otro de los pilares del desarrollo del proyecto, razón por la que se definió cumplir con los parámetros de la norma internacional ISO 11.064 “Optimización de la ergonomía de las salas de control”.

Como resultado, la nueva sala de control ostenta un ambiente espacioso concebido como un búnker – donde el acceso es restringido por la relevancia de las operaciones y las decisiones que surgen de ese espacio -, mobiliario adaptable en altura que permite la posibilidad de trabajar sentado o parado, cinco puestos de trabajo con la posibilidad de sumar más personal acompañando el desarrollo de la organización, sonido envolvente e iluminación controlable zonificada.

Espacio Inteligente

El Centro de Control es el núcleo de las operaciones de Oldelval. Esta sofisticada instalación, equipada con la última tecnología, desempeña un papel crucial para garantizar una operación segura, eficiente y respetuosa con el medio ambiente.

Las nuevas instalaciones permiten monitorear en tiempo real cada aspecto de la operación de transporte, desde el bombeo de crudo hasta las más pequeñas variaciones de presión. Mediante sistemas avanzados de adquisición de datos y algoritmos de análisis, los operadores pueden tomar decisiones informadas y responder de manera oportuna ante cualquier eventualidad.

Por otra parte, el Centro de Control desempeña un papel fundamental en el cumplimiento normativo. Con regulaciones cada vez más estrictas en materia de seguridad y medio ambiente, estas instalaciones pueden registrar y reportar datos de forma automática, facilitando las auditorías y demostrando el cumplimiento de las normas vigentes.

A su vez, la nueva estructura mejora la experiencia del cliente, ya que permite monitorear el bombeo y hacer entregas más confiables, con tiempos de espera reducidos y una mayor transparencia en el proceso de transporte.

El Edificio

La nueva instalación cuenta con una amplia sala de control, con un mueble – archivo para planos con opción en formato digital y un espacio para realizar actividad física sin descuidar las actividades de supervisión. Contigua a esta, se encuentra la Sala de Contingencias, la cual está conectada a la Sala de Control a través de paños vidriados con tinte tecnológico, que permite la visualización de las operaciones y de ser necesario el cierre del espacio mediante un Smart Glass, sin interrumpir la operación. Además, posee una gran pantalla de seis metros de largo con información en tiempo real do todo lo que está sucediendo a lo largo del sistema de ductos.

El núcleo de servicios posee dos baños y una kitchenette con ventilación directa al exterior. Por último, se adaptó el espacio en el que funcionaba la antigua área de control para que ahora funcione una sala de ingeniería, la sala de simulación y un local para las UPS (tensión segura para brindar autonomía).

Construcción

El nuevo Centro de Control está ubicado en la sede central de Oldelval, en Cipolletti, Río Negro.

Se realizó una intervención edilicia sobre una superficie construida y en uso de 178 m² que se amplió en 60 m² adicionales.

El espacio fue construido de manera tradicional, o sea, “obra húmeda” con materiales de alta calidad.

Para cumplimentar con todos los requisitos funcionales del diseño arquitectónico del Centro de Control se debió dar intervención a un total de 11 contratistas y más de 20.000 mil horas de trabajo.

La obra inició en mayo del 2023 y culminó en mayo de este año.

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Comahue: Otra prórroga para el traspaso de las hidroeléctricas al Estado nacional

A través de la Resolución 78/2024, la Secretaría de Energía prorrogó “el período de transición” desde el 18 de mayo y hasta el 11 de agosto de 2024″, para que las actuales operadoras sigan a cargo de las centrales generadoras hidroeléctricas del Comahue “conforme a lo dispuesto en cada uno de los Contratos de Concesión de las Centrales denominadas HIDROELÉCTRICA ALICURÁ, HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN ARROYITO e HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS”.

Asimismo, Energía prorrogó el período de transición desde el 27 de junio de 2024 y hasta el 29 de diciembre de 2024, de acuerdo con lo dispuesto en el Contrato de Concesión de la Central Hidroeléctrica PIEDRA DEL ÁGUILA.

Las concesiones en manos privadas de estas centrales generadoras datan de 1992, y los contratos respectivos contemplan que puedan seguir siendo operadas por sus concesionarias durante 12 meses adicionales a la fecha del vencimiento, mientras el Estado nacional resuelve cómo será gestionadas a futuro.

La semana pasada, el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, informó en el Senado de la Nación que la Administración Milei tiene decidido volver a concesionar la operación de estas centrales. Y agregó que las provincias que las alojan (Neuquén, Río Negro) “tendrán participación mediante el cobro de regalías asociadas a la remuneración que recibirá el concesionario”.

La R-24 puntualizó para cada una de ellas que “A los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, la concesionaria deberá continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido período”.

Asimismo, la S.E. estableció la continuidad de ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (ENARSA) como veedor para todas las centrales referidas, quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.

La Resolución puntualiza además que “la SECRETARÍA DE ENERGÍA notificará con la debida antelación a las empresas concesionarias, el curso de acción a fin de determinar el cronograma de trabajo para dar cumplimiento efectivo a la transferencia de las referidas Centrales Hidroeléctricas al ESTADO NACIONAL, en su carácter de concedente”.

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ENARGAS oficializó la postergación de aumentos en mayo de las tarifas del gas

El Ente Nacional Regulador del Gas oficializó, a través de la publicación de la resolución 224/2024, la postergación de la entrada en vigencia de nuevos aumentos para las tarifas del suministro de gas natural que, en principio, iban a regir desde el mes en curso.

El interventor del Enargas, Carlos María Casares, dispuso “mantener inalterados (en mayo) los cuadros tarifarios de transición y de tasas y cargos por servicios vigentes desde el 3 de abril” último.

Asimismo, el Ente notificó a las licenciatarias del servicio público de Transporte y de Distribución de gas y a Redengas S.A. (subdistribuidora) la decisión de postergar tales aumentos.

La Resolución 224 viene a cumplir con una instrucción dada la semana pasada por el ministro de Economía, Luis Caputo, al Secretario de Energía, Eduardo Chirillo. En Enargas ya habían elaborado los nuevos cuadros tarifarios que contemplan un aumento en el precio (en dólares) del gas PIST (Puesto en el ingreso al sistema de transporte), y también subas (en pesos) en los componentes tarifarios por Transporte y por Distribución domiciliaria de este insumo.

En los considerandos de la R-224 se hace referencia al motivo de esta postergación describiendo que tiene por objeto “consolidar el proceso de desinflación llevado a cabo por el Gobierno, verificado a la fecha”, por lo cual “resulta razonable y prudente postergar en el mes de mayo la aplicación efectiva de las actualizaciones dispuestas en las resoluciones de los Entes”, en alusión también al de la electricidad, ENRE, y al aumento del PEST (Precio estacional de la energía eléctrica).

La R-224 hace referencia a que el Ministro de Economía adoptó la decisión “en el marco de las facultades que le fueran conferidas por el DNU 55/2023″ (Emergencia del sector energético), y señala que debían proceder “exclusivamente a la postergación en el mes de mayo de la aplicación de las actualizaciones”, para los consumos de dicho mes.

Se trata de actualizaciones “transitorias” previstas por la Secretaría de Energía mientras se avanza con la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que se supone estará concluída a fin de año.

También se prevé activar que los nuevos precios para el Transporte y para la Distribución de gas y electricidad tengan una actualización mensual de sus montos. Energía tiene previsto continuar con una eliminación y/o reducción de los subsidios estatales a los usuarios residenciales de estos servicios.

La semana pasada trascendió que el gobierno estaría considerando mantener sin cambios, al menos las actuales tarifas del gas, durante el invierno, meses de alta demanda por razones estacionales.

“No tomamos ninguna determinación todavía, pero puede ocurrir”, respondió el vocero presidencial, Manuel Adorni, ante una consulta periodística referida a tal posibilidad”.

La definición del Cuando se relaciona con la evaluación económica del impacto inflacionario de estos ajustes, y con la evolución que registra la reducción del déficit fiscal, temas prioritarios para la Administración Milei.

En Casa Rosada, Adorni señaló que como hay superávit, el Gobierno cuenta con más holgura para permitirse estirar la entrada en vigencia del aumento de tarifas.

El Vocero sostuvo que “el recorte del gasto público de shock que hicimos para equilibrar las cuentas tuvo resultados más veloces de lo esperado”. “Cuando tenés superávit fiscal podés dosificar como debe recaer el peso (del ajuste) en determinados sectores de la sociedad y no ponerles una espada en el cuello”, graficó.

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RIGI: CADIEEL pide igualdad de condiciones para la industria nacional

 De cara a la votación de la Ley Bases la industria electrónica nacional propone cambios en diversos aspectos impositivos, aduaneros y laborales. Uno de ellos, y el que actualmente genera controversia en el ámbito industrial es la ejecución del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que le concede grandes beneficios a empresas extranjeras que invierten más de 200 millones de dólares en el país.

La Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (CADIEEL), plantea que se igualen las condiciones para que la industria nacional, que cumple con los más altos estándares internacionales, pueda competir. En este contexto, el presidente de CADIEEL, José Tamborenea expresó: “Estas medidas atentan contra la competitividad y la igualdad de condiciones para participar en los mercados”.

La industria nacional devuelve al Estado la contribución de impuestos directa e indirectamente, ya sea por la generación del empleo calificado a nivel local, el consumo interno que promueve y, por lo tanto, el crecimiento económico del país, señaló.

“Es importante fomentar la apertura de los mercados, no sólo para la empresa exportadora sino también para la importadora, pero esto sólo puede darse equiparando las condiciones de juego. El gran importador se ve beneficiado y el productor argentino pierde competitividad, generándose la baja del consumo interno, pérdidas en el poder adquisitivo, y desempleo, sin contrapartida en recaudación”, añadió en una exposición que formuló ante el Senado de la Nación.

Acerca de los puntos que el RIGI desea implementar, desde la Cámara se acompaña al pedido de la industria que propone modificaciones para que esta política de Estado no impacte de manera agresiva a la industria nacional.

Entre ellos: desestimar la importación de bienes de capitales usados y el flujo de ingreso de bienes, insumos, partes y piezas con beneficios durante los 30 años que establece el régimen; establecer un piso mínimo y metas progresivas de integración local de los bienes y servicios importados, incluyendo a su vez el desarrollo local de actividades de Investigación y Desarrollo (I+D) para el cumplimiento.

Esto va de la mano con que en un país donde se importa sin impulsar la industria nacional a partir del desarrollo de maquinarías y tecnologías que le permitan competir con los insumos importados, se dificulta el crecimiento de la industria nacional y, en consecuencia, de los habitantes que se pueden ver beneficiados con el ciclo productivo económico que generan.

Desde CADIEEL el pedido es que se equilibre el campo de juego: o a las empresas alcanzadas por el RIGI se le aplican las mismas condiciones impositivos o a las empresas nacionales se les generan esas condiciones que el régimen busca aplicar, se puntualizó.

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Deuda CAMMESA: Diputados piden informe a Chirillo

_Legisladores nacionales firmaron un Proyecto de Resolución que cita al Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, ante la Cámara de Diputados, para que informe “sobre la situación económico financiera del mercado eléctrico, y la política regulatoria que se pretende aplicar al sector, inmerso en un clima de incertidumbre ante la renegociación que impulsa el Gobierno de la deuda acumulada por Cammesa durante el primer cuatrimestre del año”.

La solicitud es encabeza por la diputada Micaela Morán y acompañada por casi cuarenta legisladores de Unión por la Patria (primera minoría de la Cámara de Diputados). Señala que “surgen interrogantes de índole legal, económico y político-regulatorio cuya clarificación requiere de la exposición del Señor Secretario ante los miembros de esta Cámara”. Y agrega que “la Secretaría de Energía parece querer desmantelar el esquema existente de flujos financieros que solventa el sistema energético sin haber edificado o siquiera propuesto una alternativa que garantice la continuidad del mismo sobre parámetros sostenibles”.

Un comunicado de los legisladores describió que “Energía decidió no realizar las transferencias necesarias para pagar la generación de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A fines de abril, distintas empresas generadoras de electricidad comenzaron a comunicar a la Comisión Nacional de Valores (CNV) las deudas que CAMMESA mantiene con ellas”.

El proyecto señala que “mediante la Resolución SE 58/2024, el gobierno propone lo que podría tranquilamente denominarse un “Plan Bonex” para la Energía, esto es, el pago aparentemente compulsivo de las deudas con títulos públicos –BONO U$S 2038-” por 600 millones de dólares.

Tanto las generadoras agrupadas en la Asociación de Generadores (AGEERA) como la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) han rechazado públicamente la propuesta, señalando una potencial afectación de derechos contractuales que podría comprometer la responsabilidad del Estado”.

“Solicitamos la presencia ante las comisiones pertinentes de esta H. Cámara, del Secretario de Energía de la Nación, para que detalle las medidas de política energética para con el mercado eléctrico mayorista”, concluye la citación.

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Preocupación de las cámaras industriales por el RIGI

En el marco del tratamiento parlamentario de la denominada “Ley de Bases” en el Honorable Senado de la Nación, quienes conformamos el Observatorio para el Desarrollo Industrial del Petróleo y el Gas Argentino -GAPP, ADIMRA,CAPIPE, CAFMEI, CIPIBIC, CIMCC, el Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba, el Clúster deEnergía de Mar del Plata, CAFAS y CYTACERO- vemos con gran preocupación la posible sanción
de la ley de referencia.

Como representantes de gran parte de la producción nacional de bienes y servicios derivados para la industria del Oil & Gas, compuesto a nivel nacional por un núcleo de 1.500 empresas, mayormente PyMEs abocadas a la industria y generadoras de 100.000 puestos de trabajo entodo el país, expresamos nuestros argumentos contra laaprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Las ventajas que se otorgan a los complejos industriales internacionales para importar bienes de capital usados o nuevos, materiales e insumos sin aranceles asociados tanto en la etapa de la inversión inicial, así como también del flujo productivo durante el período establecido (30 años), afectan gravemente a la industria nacional en general y especialmente las PYMEs, generadoras de miles de empleos altamente calificados. En contraste, los fabricantes nacionales se enfrentarán a una serie de costos adicionales al operar en un entorno desigual ya que deben afrontan costos de importación considerables que generan asimetrías, según lo establecido en el RIGI, de entre el 15 % y el 35 % del valor total de los bienes.

El RIGI no busca preservar la competitividad y fomentar el desarrollo de la industria nacional nipromueve las condiciones necesarias para garantizar competitividad puertas afuera de losestablecimientos productivos, incentivando la producción local.

Como entidades representantes de empresas PyMEs entendemos que el proyecto RIGI atenta contra la actividad, la producción y el empleo de la cadena de valor que se desarrolla a partir de los recursos hidrocarburíferos y otras industrias de proceso. Por estos motivos, aquellos que conformamos el Observatorio hemos elevado los puntos detallados a las autoridades correspondientes para la revisión y reconsideración de este régimen en la “Ley de Bases”, en favor del desarrollo industrial de nuestro país y provincia

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Milicic Minería participará en la Expo San Juan 2024

La empresa de construcciones y servicios tendrá su stand en la
Exposición Internacional: San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería
Argentina”.
El evento se realizará los días 21, 22 y 23 de mayo en el predio
Cepas Sanjuaninas, organizado por Panorama Minero.

Milicic Minería invita a recorrer su stand C-49 C-52, ubicado en el Pabellón 1,
donde expondrá los principales desarrollos de la industria minera en los que ha
contribuido. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán participar en
trivias interactivas y ver videos informativos que detallan las acciones de la
empresa en sus proyectos y comunidades.

Seremos anfitriones de todos aquellos que quieran visitarnos en nuestro stand
para compartir nuestra visión del desarrollo económico y social de este pujante
sector, desde el espacio que ocupamos en la cadena de valor”,
señala Gustavo
Mas, gerente Comercial de Milicic.

Además de mostrar nuestras tareas en los proyectos y el trabajo que se
realiza en las comunidades, personal de las áreas de Abastecimiento y
Recursos Humanos estarán en el stand para atender solicitudes y consultas
sobre proveedores, compra y mano de obra local”
, sostiene Agustín García
Salazar, gerente de Proyectos de Milicic Minería.

Celebrada de forma bienal en la provincia de San Juan, esta exposición oficia
como uno de los puntos de encuentro centrales para la industria. La presencia
de empresas mineras, proveedores, representantes del exterior y actores clave
del ámbito público y privado da la oportunidad de conocer a fondo la actualidad
de una industria con grandes perspectivas.

La Expo San Juan Minera es una gran oportunidad para entrar en contacto
con actores de la industria en un momento en que la transición energética y los
recursos requeridos para llevarla adelante se ubican en el centro de la escena.
En ese sentido, Argentina cuenta con una posición de privilegio ya que ostenta
varios proyectos de clase mundial, principalmente de cobre y de litio”
, agrega
Gustavo Mas.

En la provincia de San Juan, Milicic presta servicios mineros para Barrick en la
mina de cobre Veladero, y recientemente finalizó el desarrollo de una nueva
etapa en el Proyecto Josemaría para DeProMinSa – Lundin Mining. Su primera
experiencia minera en la provincia fue para Minas Argentinas y Mineros S.A.,
en el Proyecto Gualcamayo.

En el mercado del litio, Milicic Minería desarrolla tareas en Proyecto Sal de Oro
en Salta para Posco SAU, en Proyecto Fénix en Catamarca para ArcadiumLithium, y recientemente se ha sumado a Proyecto Rincón en Salta para Río
Tinto. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos
Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires, y en La Calera, provincia
de San Luis.

Acerca de Milicic Minería

Milicic Minería es una empresa sanjuanina, de capitales nacionales, que ha crecido a partir del desarrollo que ha tenido el grupo Milicic en importantes obras de infraestructura para el sector minero argentino.

El objetivo es estar más cerca de los clientes, con personal propio, con equipos en la
zona que permita tener un plantel de personal local estable y trabajar con

proyección a mediano y largo plazo en el desarrollo de proveedores locales acorde con los estándares de los clientes mineros.

Milicic es una empresa argentina de construcción y servicios con 50 años de
experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales
sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados

y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura

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La energía de Shell hizo brillar Costa Salguero

Bajo la consigna “Preparados para ganar”, Raízen, licenciataria de Shell, llevó a cabo una nueva edición de Espacio Shell, el icónico encuentro anual en el que la empresa reúne a toda la red de empresarios y dueños de estaciones de servicio para revisar resultados del ciclo pasado y conocer las novedades y desafíos que marcarán el año para el negocio.

El evento se realizó en el predio de Costa Salguero, en la Ciudad de Buenos Aires, y contó con la presencia de más de 1.300 participantes entre empresarios dueños de estaciones de servicio, aliados estratégicos de marca, líderes de la compañía y todo su staff comercial.

El encuentro comenzó con un gran espacio de recepción en el que los visitantes podían recorrer distintas activaciones y propuestas. Se presentó la renovada imagen para estaciones de servicio, incluyendo a Shell Recharge, la marca de soluciones para electromovilidad que la compañía ofrece en más 40 países.

Shell Select fue un punto de encuentro y degustación de cafetería y pastelería de primer nivel, con el exclusivo blend cocreado con Nescafé como protagonista. El genio de Shell Box concedió deseos a los visitantes en una activación mágica y luminosa con atractivos premios y regalos.

Otro espacio muy visitado fue el de Gaming y Motor Sports donde era posible probar simuladores de Ferrari, Dukati, autos del Turismo Carretera y un juego con butacas y autos a escala para competir en duplas que llenó de pasión el pabellón.

Además, con la Sustentabilidad como norte se compartieron diferentes prácticas y se presentaron propuestas de valor para la red como las soluciones de panelería solar. Y si hay celebración, hay música. Shell Music se hizo presente con dos espacios lúdicos y escenográficos para generar recuerdos a través de fotos memorables.

Dentro del sector de conferencias, se sucedieron presentaciones realizadas por profesionales de diferentes áreas de la empresa destinadas a analizar la realidad del negocio, repasar resultados, festejar logros y conocer futuros lanzamientos y planes de marketing.

Esta edición contó además con la participación especial de Guillermo Oliveto, quien compartió su análisis sobre el consumo, el humor social y el comportamiento de los consumidores en el actual contexto.

También se destacaron a las mejores gestiones del 2023 en diferentes ligas del Programa de Excelencia Shell y quienes ganaron viajarán a Madrid en el mes de agosto a vivir una experiencia premium.

El evento finalizó con una gran cena cuyo plato final fue un memorable y aplaudido show de Soledad que contó con Benjamín Amadeo como invitado especial.

Al cierre del evento, Sebastián Perez Olgiati, director de Retail de Raízen Argentina, agregó: “No puedo estar más feliz con la noche que acabamos de vivir. Este día siempre es un momento muy esperado por quienes somos parte de esta familia. Estamos atravesando sin dudas un momento de cambio, de reseteo. Cambiaron las reglas del juego y tenemos que jugar un nuevo partido. Pero así como el año pasado sorteamos innumerables obstáculos y fuimos exitosos, no tengo dudas de que esta noche encendimos más de 1.300 motores que están preparados para ganar”.

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 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 860 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 108 años de historia en el país.

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CECHA pide regularizar el abasto a estaciones de GNC

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), comunicó a la población que “se están registrando restricciones operativas ordenadas en principio por las Distribuidoras CAMUZZI y GASNOR a las estaciones de servicio de expendio de GNC, por aparentes razones de fuerza mayor”.

La entidad empresaria describió que “ello ha ocasionado el corte del suministro de GNC en varios partidos de las provincias de Buenos Aires, Tucumán, La Pampa, Catamarca, Santiago del Estero, Neuquén y Río Negro”. “Existe la posibilidad concreta de que esta situación se extienda a otras distribuidoras y en consecuencia a otros centros urbanos del país”, agregó.

Las restricciones alcanzan a las estaciones de servicios de GNC interrumpibles.

CECHA aclaró que sus “estaciones asociadas a lo largo y lo ancho del país son completamente ajenas al hecho planteado e instamos a todos los actores del sistema, y en especial a los estamentos administrativos pertinentes, a que se regularice en forma inmediata el suministro”.

“Debe quedar claro que la situación planteada no solo va en detrimento del mantenimiento de nuestros negocios, sino que perjudica a nuestros clientes”, añadió la entidad.

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YPF Química fue distinguidaen el Premio Nacional a la Calidad

YPF Química, líder en producción de químicos en Argentina, recibió dos menciones especiales en el del Premio Nacional a la Calidad – Sector privado 2023 – por su desempeño en la Gestión de los Procesos y la Gestión de la Responsabilidad Social, en el evento de premiación realizado 15 de mayo en la Secretaría de Industria y Comercio de la Nación.

El negocio de YPF Química fue la única empresa que en su segmento que recibió ambas menciones. Estas son un reconocimiento a la misión de continuar, a través de la tecnología y la excelencia del equipo, generando productos que transformen de manera positiva y que impulsen un mundo sustentable, limpio y conectado con las necesidades del futuro.

“Nos enorgullece saber que estamos siendo reconocidos por nuestro trabajo, lo que nos demuestra que vamos por el buen camino. Estas menciones son el resultado tangible de nuestro compromiso con la excelencia que nos motiva a seguir innovando y mejorando continuamente” Gerente Ejecutiva YPF Química, Florencia Rodriguez.

Este reconocimiento fue entregado por la Fundación Premio Nacional a la Calidad, que busca mejorar la gestión de las organizaciones, aplicando modelos que satisfagan clientes, beneficiarios, accionistas, empleados, proveedores y toda la comunidad, siguiendo los parámetros de responsabilidad social y cuidado del ambiente.

Todas las empresas que participan en el del Premio Nacional de la Calidad son evaluadas objetiva y profesionalmente por especialistas en la materia. El objetivo de este premio es revalorización del rol de las empresas en el desarrollo económico, social y ambiental tomando en cuenta la importancia de las mismas en términos de creación de empleo, introducción de innovaciones, incremento de las exportaciones y el desarrollo local y regional.

YPF Química

YPF Química empresa líder en la industria química en Argentina. Se encarga de producir, comercializar y distribuir productos de origen petroquímicos elaborados en los diferentes complejos que tiene a lo largo de todo el país. Estos productos tienen como destino los mercados químico, industrial y agrícola de Argentina, Latinoamérica y resto del mundo y representan la materia prima de una gran variedad de objetos presentes en la vida cotidiana.

Además, YPF Química es una empresa integrada que garantiza la calidad y disponibilidad de los productos gracias a la integración con las refinerías y plantas procesadoras de gas natural de YPF.

Actualmente cuenta con más de 200 clientes activos y está presente en más de 20 países.

Para más información sobre YPF Química ingresa a https://quimica.ypf.com/

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El Gobierno analiza postergar los nuevos aumentos en tarifas de luz y gas

“Aún no tomamos ninguna determinación todavía, pero puede ocurrir”, respondió el vocero presidencial, Manuel Adorni, ante una consulta periodística referida a la posibilidad de que el gobierno nacional postergue, tal como ocurrió en mayo, la puesta en vigencia de aumentos en las tarifas de los servicios de suministro de gas y de electricidad.

Se trata de “actualizaciones transitorias” previstas por la Secretaría de Energía, y ya calculadas por los entes reguladores Enargas y Enre. La oportunidad de activar los nuevos cuadros que contienen subas importantes en los precios de gas PIST y del PEST en el caso de la electricidad, depende del ministerio de Economía.

También se activarían nuevos precios para el Transporte y para la Distribución de ambos servicios, con una actualización mensual de sus montos. Energía tiene previsto continuar con una eliminación y/o reducción de los subsidios estatales a los usuarios residenciales de estos servicios.

La definición del Cuando se relaciona con la evaluación económica del impacto inflacionario de estos ajustes, y con la evolución que registra la reducción del déficit fiscal, temas prioritarios para la Administración Milei.

En este sentido, Adorni señaló que como hay superávit, el Gobierno cuenta con más holgura para permitirse estirar la entrada en vigencia del aumento de tarifas.

Hace un par de semanas Economía oficializó a través de una resolución la suspensión de los aumentos hasta junio, pero en las últimas horas trascendió que el gobierno estaría considerando mantener sin cambios, al menos las tarifas del gas, durante el invierno, meses de alta demanda por razones estacionales.

En Casa Rosada, el vocero presidencial sostuvo que “el recorte del gasto público de shock que hicimos para equilibrar las cuentas tuvo resultados más veloces de lo esperado”. “Cuando tenés superávit fiscal podés dosificar como debe recaer el peso (del ajuste) en determinados sectores de la sociedad y no ponerles una espada en el cuello”, agregó.

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Naturgy lanzó la edición 2024 de “Energía del Sabor”

Naturgy lanzó la novena edición de Energía del Sabor, su programa de inclusión social a través de la gastronomía.

En estos cursos anuales, trabajaremos durante el 2024 con Fundación Peregrina, la Fundación Nordelta del Barrio Las Tunas, en Tigre; con la Asociación Civil Siloé, en el Centro Comunitario “Acá Sí” del barrio Cascallares, Moreno; y con el Sindicato de Trabajadores de Turismo, Gastronómicos y Hoteleros (UTHGRA Seccional Oeste en Morón).

El eje del programa será la capacitación en el oficio gastronómico con salida laboral, con énfasis en la formación de microemprendedores en el rubro, la eficiencia energética y la inclusión social. Los participantes del programa realizarán visitas a hoteles, establecimientos gastronómicos y actividades especiales con distintas personalidades del mundo de la gastronomía y la nutrición.

“La alianza entre Naturgy, la Fundación Peregrina, la Asociación Civil Siloé y UTHGRA Seccional Oeste es un ejemplo de cómo la articulación entre diferentes actores puede generar un impacto positivo en la comunidad.

Esta iniciativa combina la pasión por la gastronomía con el compromiso social y medioambiental. Desde 2022 decidimos agregarle el eje emprendedurismo, y ha logrado consolidarse como un referente en el ámbito de la responsabilidad corporativa y el desarrollo sostenible”, destacó Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy.

Desde el inicio del programa en 2016, más de 550 jóvenes bonaerenses se han instruido en el oficio gastronómico gracias a nuestro programa Energía del Sabor, que tiene como objetivos facilitar el desarrollo profesional de jóvenes con dificultades de acceso al mercado laboral, brindando una capacitación que les facilite una inserción laboral o la creación de un microemprendimiento.

Se puede conocer el trabajo de estas instituciones o contactarse con ellas a través de sus redes sociales:

Asociación Civil Siloé:

Instagram: @aca_siloe

Facebook: @acsiloe

Twitter: @asocsiloe

Fundación Peregrina:

Instagram: @asocperegrina

Facebook: https://www.facebook.com/Peregrina-530674607043896

Twitter: @PeregrinaInfo 

UTHGRA Seccional Zona Oeste:

Instagram: @escueladegastronomiaedgm

Facebook: @escueladegastronomiauthgramoron

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Posse habló de terminar las represas en Santa Cruz, y dice que el CAREM no está frenado

El jefe de Gabinete de ministros, Nicolá Posse, afirmó que “la decisión del gobierno nacional es finalizar la construcción de las represas del río Santa Cruz“, en alusión a las hidroeléctricas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner, que presentan diferentes grados de avance en su realización, y cuyos trabajos se encuentran frenados hace más de dos meses.

Con financiamiento mayoritario de bancos chinos (y aportes del Estado argentino) las obras están a cargo de la UTE que integran la China Gezhouba Group Internacional (54%), y las locales Eling Energía (ex Electroingeniería) (36%), e Hidrocuyo (10 %).

Ante el Senado de la Nación, el funcionario describió que la empresa estatal ENARSA “está negociando con la UTE contratista el reinicio de las obras a la mayor brevedad posible a un ritmo de ejecución que posibilite su concreción en plazos razonables“. Y agregó que, “de llegarse a los acuerdos necesarios, esto derivará en la firma de una nueva Adenda contractual” (número 12).

Tal parece que el gobierno de Javier Milei estaría revisando a la baja sus declaraciones políticas contra el gobierno chino, que estan afectando las importantes relaciones comerciales bilaterales, y también financieras, habida cuenta del Swap que por más de 5 mil millones de dólares (en yuanes) ése país habilitó para Argentina durante el gobierno de Alberto Fernández.

Hace un par de semanas la Canciller Diana Mondino viajó a China para reunirse con funcionarios del gobierno de ése país, y también se reunió con directivos de Gezhouba.

Nicolás Posse realizó su primer informe de gestión ante el Senado, y en ese contexto respondió a una serie de consultas sobre la políitica energética de la Administración Milei. Fueron formuladas por varios legisladores de la oposición que, además, deberán continuar con el análisis del proyecto de “Ley Bases” que incluye, entre otras cuestiones claves, el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), que apunta primordialmente a los sectores de Energía y Minería.

El funcionario describió que el contrato de estas obras se firmó en el 2013 (gobierno de Cristina Fernández), los trabajos se iniciaron en el 2015, y el proyecto ejecutivo se modificó a principios del 2016 (gobierno de Mauricio Macri).

Su construcción se vió aletargada por cuestiones políticas y económicas locales, debería haber empezado a entregar energía al Sistema en abril del 2022 (para su repago) . A la fecha el avance físico de la “Néstor Kirchner” es de 20 %, mientras que la “Jorge Cepernic” avanzó al 46 por ciento. Se llevan desembolsados 1.850 millones de dólares y ahora se gestiona un nuevo desembolso (U$S 500 millones) para retomar los trabajos después del invierno, que suele ser muy crudo en la región.

En el transcurso del informe (leído) Posse procuró responder los temas preguntados, muchos de los cuales le habían sido planteados por escrito en los días previos a este encuentro en la sede parlamentaria.

En lo que respecta específicamente a las cuestiones energéticas el funcionario señaló:

1- El Estado volverá a licitar la concesión de las centrales hidroeléctricas sobre el río Limay, cuyos contratos por 30 años acaban de vencer (El chocón, Arroyito, Alicurá, Pichi Picún Lefú y Piedra del Águila). Las provincias que las alojan (Neuquén, Río Negro) tendrán participación mediante el cobro de regalías asociadas a la remuneración que recibirá el concesionario.

2- El proyecto de construcción de infraestructura para la producción de GNL entre YPF y Petronas “sigue adelante a la espera de RIGI, que otorga una seguridad jurídica mayor a la que plantea el proyecto específico para la promoción del GNL”, que el gobierno anterior giró al Congreso y tiene media sanción de Diputados. “Petronas dice sin RIGI no hay proyecto”, aseguró Posse.

El gobierno impulsa este Régimen de Incentivos para inversiones a partir de los U$S 200 millones, con incentivos (no sólo fiscales) que viene siendo cuestionado por la oposición en el Congreso, y también por sectores empresarios (no sólo Pymes).

3- El proyecto de construcción y desarrollo del reactor nuclear de baja potencia CAREM “no se ha frenado”. No obstante Posse puntualizó que “este proyecto requiere una revisión técnica del diseño, y establecer su costo para finalizarlo”. Negó que la decisión estuviera ligada al interés de EE.UU que está impulsando un proyecto similar.

4- En materia tarifaria, se mantendrá el descuento por “Zona Fría” en las facturas de gas domiciliario, que varía en porcentaje según regiones del país.
Indicó que está en proceso de regularización el pago (de un fondo fiduciario específico) a las empresas prestadoras. Se pagaron $ 4.200 millones por atrasos de enero, y en próximos días se paga lo correspondiente a febrero, marzo y abril.

5-El funcionario defendió los ajustes tarifarios que se vienen aplicando, mas reducción y/o eliminación de subsidios para los servicios de gas y de electricidad.
Indicó que se mantendrá el subsidio para las facturas del consumo de clubes de barrio y otras entidades de bien público.

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Jean Paul Prates deja la presidencia de Petrobras

El presidente brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, acaba de aceptar la renuncia de Jean Paul Prates, presidente de Petrobras , quien había sido nombrado por el propio Lula al inicio de su mandato hace 17 meses. La salida prematura de Prates, con larga experiencia en el sector, en el área de renovables y antiguo senador del Partido de los Trabajadores (PT), fue confirmada por la compañía en una nota en la que Prates anuncia que convoca el Consejo de Administración para analizar “el fin anticipado” de su mandato.

Las discrepancias por los dividendos comenzaron en marzo cuando Petrobras anunció unos beneficios de US$ 23.000 millones, el segundo mejor de su historia, pero repartiría solo los dividendos obligatorios no así los extraordinarios. Las acciones de Petrobras, que cotizan en Nueva York, cayeron más de un 6% en las operaciones posteriores al cierre.

Prates está formado en Derecho y Economía y con más de 30 años de experiencia en el sector petrolero. Prates dejó su escaño en el Senado para liderar Petrobras, controlada por el Estado pero con acciones negociadas en las bolsas de San Pablo, Nueva York y Madrid.
Durante su gestión, retomó el carácter estratégico de la petrolera como inductor del crecimiento económico del país, en línea con la visión de Lula, referente del progresismo latinoamericano.

Anunció un ambicioso plan de inversiones de 102.000 millones de dólares entre 2024 y 2028, modificó la política de precios y retomó con más énfasis líneas de negocio paralizadas durante la administración de Jair Bolsonaro (2019-2022), como el refino.

En 2023, el beneficio neto de la petrolera se desplomó un 33,8 % frente a 2022, y en el primer trimestre de este año volvió a bajar otro 37,9 % en la comparación con el mismo periodo del año pasado, según los últimos resultados.

Estos números aceleraron la crisis en momentos que Lula quería que los beneficios extraordinarios de la petrolera no fueran repartidos sino reinvertidos, porque Petrobras “tiene que pensar en los 200 millones de brasileños que son dueños de la empresa”.
Finalmente, según informaron, Lula avaló repartir el 50 % de los dividendos extraordinarios de 2023 entre los accionistas y dio por superada la crisis clasificando la situación de Petrobras de “tranquila”.

Se perfila como la próxima presidenta de Petrobrás Magda Chabriard, de 67 años. Es ingeniera civil y trabajó 22 años en la compañía . Ademásfue directora general de la Agencia Nacional del Petróleo (2011/2016) durante la presidencia de Dilma Rousseff quien también perteneció a la dirección de la empresa petrolera antes de llegar a la cúpula del poder político.

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Proyecto de Ley Bases: insuficiente para resolver la restricción en el transporte de petróleo

Escribe Santiago Sánchez Osés *

EEl sector de gas y petróleo considera unánimemente que Vaca Muerta para desbloquear su potencial y llegar a producir 1 MM de barriles por día tiene una primera restricción en la capacidad de transporte de petróleo. El gran esfuerzo y la magnitud del Proyecto Duplicar de OLDELVAL así como la reactivación del Oleoducto Trasandino no lograrán resolver esta restricción. Para lograrlo es condición sine qua non que la infraestructura de transporte crezca fuerte y rápidamente.

Ante ello, el proyecto de ley “Bases” se presenta como una gran oportunidad para introducir mejoras al régimen normativo que acomoden ciertos instrumentos y generen los incentivos adecuados para el desarrollo de las grandes obras de infraestructura. Sin embargo, los aciertos en introducir ciertas liberalizaciones en la regulación de las exportaciones y el precio del surtidor, no se condicen con las reformas al régimen de transporte de hidrocarburos líquidos.

Régimen normativo

El transporte de hidrocarburos líquidos está regulado principalmente por la ley 17.319 y los decretos 44/91 y el 115/19. Este régimen concentra la posibilidad de obtención de una concesión de transporte en el titular de una concesión de explotación – operador– (cfr. art. 28 ley 17.319) en tanto tiene un derecho a obtenerla. A quienes no sean operadores los deriva a presentar una propuesta para iniciar un concurso licitatorio y/o cuando el Estado Nacional determine la oportunidad para convocar a un concurso a interesados en obtener la concesión (Sección V Ley 17319).

En cuanto a tarifas hay una diferencia entre si fueron ampliaciones posteriores o no a la sanción del Decreto 115/19. Sobre aquellos tramos u oleoductos posteriores existe la libertad del transportista de acordar precios, condiciones de carga, volúmenes y contratos de reserva de capacidad con el cargador. Sobre aquellos tramos u oleoductos que fueron construidos con anterioridad rige la política tarifaria de la Autoridad de Aplicación y la imposibilidad de negociar contratos de reserva de capacidad.

En cuanto a tarifas es preciso marcar que el Decreto 44/91 no establece ningún estándar a seguir, sino que delega en la reglamentación de la Secretaría las bases para su cálculo. El decreto 115/19 fija que el plazo tarifario será de 5 años y ante variaciones significativas de los costos se podrán revisar y, eventualmente, extender el plazo de vigencia para amortizar inversiones. Esta orfandad regulatoria contrasta con reglas más claras de la Ley de Gas y la Ley de Electricidad.

Oportunidad

El volumen de producción de petróleo, las dificultades macro económicas y un régimen normativo inadecuado obstaculizaron las grandes inversiones en infraestructura de transporte que requiere nuestro país. Frente a ello, el proyecto de ley “Bases” es ineludiblemente una gran oportunidad para mejorar el régimen normativo de transporte de hidrocarburos líquidos en nuestro país.

Así el proyecto de reforma del apartado específico del transporte de hidrocarburos líquidos de la ley 17.319 se muestra insuficiente para robustecer el régimen normativo y hacerlo adecuado frente al desafío de resolver la restricción en la evacuación. Por un lado, el diseño regulatorio continúa privilegiando al operador titular de una concesión de explotación para obtener la nueva autorización de transporte. Este privilegio diferencial del operador viene desde el año 1967, con la sanción de dicha ley, y con una composición de mercado muy distinta a la que se observa hoy. Este privilegio juega en detrimento del midstreamer independiente, el cual es derivado a iniciar un proceso administrativo concursal signado por la concentración de las decisiones en la Autoridad de Aplicación y diversos requisitos procedimentales que debilitan al extremo el mecanismo. Tan pedregoso es, que en 57 años nunca se concretó.

El privilegio regulatorio en favor del operador y en detrimento de un midstreamer independiente tiene una justificación histórica pero lejos esta convenir agregadamente al sector. Aún más, en este momento de Vaca Muerta se requiere de soluciones de transportes ajustadas a las necesidades del sector y no de un solo operador. Tampoco se justifica en términos financieros en donde probablemente a un operador le sea más rentable disponer de esos miles de millones de dólares en la producción que en una gran inversión en infraestructura.

Por otro lado, en términos regulatorios administrativos el concepto de concurso de un proyecto de transporte tiene una serie de errores que frustran la finalidad de aumentar la infraestructura de transporte. En primer lugar, convierte al permiso administrativo como uno excepcional y por lo tanto los diversos pretendientes tienen que pujar por su obtención. Este modelo asume que los proyectos de infraestructura tienen que ser reducidos, tanto que tiene que haber una compulsa para su obtención.

No obstante, aquello que puede ser válido para un contrato de obra pública no lo es para obras de infraestructura solventadas con la iniciativa privada. Este freno a la iniciativa privada niega que quien pretende realizar un proyecto de infraestructura de transporte es quién más conoce los riesgos y los beneficios. Lo hace internalizando los costos de reducir los proyectos de infraestructura y con ello fortalecer la posición de quien tiene una ventaja para su obtención. ¿Cuál es el costo del Estado si hay varios proyectos y alguno de ellos fracasa? Pareciera que el costo esta en la falta de proyectos.

En segundo lugar, el modelo concentrador en el Estado también pone a competir a las empresas en un procedimiento administrativo (por un permiso que no es finito) en vez de que la competencia se de en terreno por precio y calidad.

Por último, si el concepto del concurso para obtener el permiso esta mal peor diseñado esta el procedimiento de adjudicación. La redacción del dictamen de mayoría de reforma del art. 47 de la ley 17.319 introduce como nuevo criterio que los oferentes competirán en el valor de la regalía y por lo tanto se alzará como ganador quien ofrezca la más alta. La pregunta que surge, ¿cómo se compite en los concursos de midstream cuando no se paga regalía?

Ello pareciera ser un error de referencias cruzadas y de redacción puede quedar plasmado en el texto legal y luego constituirse como una dificultad adicional de la Secretaría de Energía para solucionarlo vía reglamentaria.

Breves conclusiones

En primer lugar, es una oportunidad para establecer que la fijación de las tarifas quedará sujeta a la negociación o incorporar estándares claros que sean ajustados para incentivar inversiones de esta magnitud y una operación eficiente.

En segundo lugar, sería conveniente quitar los castigos regulatorios al midstreamer independiente. Por las características económicas de una obra de infraestructura tan grande no hay argumentos para privilegiar a un cargador sobre un midstreamer independiente. Así el midstreamer debiera contar con un procedimiento ágil y ajustado a la seguridad de la operación y no a un escrutinio estatal de la conveniencia o no de la inversión y de aspectos técnicos del proyecto.

En tercer lugar, la regulación no debe poner a competir en un procedimiento administrativo ante la Autoridad de Aplicación por una habilitación que no tiene una argumentación sólida ni conveniente sectorialmente para considerarse finita. Y si se decidiera, el elemento por el cual se compite debiera ser algún elemento apropiado del sector.

* Santiago Sánchez Osés es abogado y especialista en hidrocarburos

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GeoPark participa en 4 bloques de Vaca Muerta

La petrolera GeoPark Limited anunció un acuerdo de participación en reservorios operados por Phoenix Global Resources (PGR) en Vaca Muerta.

“Nos complace anunciar la adquisición de una participación en cuatro bloques de alta calidad en el área de clase mundial Vaca Muerta, el mejor yacimiento de hidrocarburos onshore de Latinoamérica”, anunció la compañía, y destacó que “esta adquisición transformadora, agrega a GeoPark producción, reservas y flujo de caja desde el primer día, y tiene un significativo e inmediato potencial de exploración de bajo riesgo”.

“Estamos muy entusiasmados de consolidar este acuerdo estratégico con Phoenix Global Resources (PGR), un respetado y probado operador argentino enfocado en operaciones no convencionales, cuyo principal accionista es Mercuria, empresa líder independiente en energía y materias primas”, describió la petrolera.

La operación es por un total de 190 millones de dólares. GeoPark adquiere el 45 % del bloque en producción Mata Mora Norte, y del Mata Mora Sur, en proceso de exploración, en Neuquén.También, una participación del 50 % en los bloques para exploración Confluencia Norte y Confluencia Sur, en Río Negro.

“Esta transacción complementa el portafolio de activos de GeoPark en Colombia, Ecuador y Brasil, capitalizando nuestras más de dos décadas de experiencia operacional y empresarial en Argentina”, se destacó.

“Estamos animados de empezar a trabajar junto a PGR, combinando nuestras capacidades operacionales, técnicas, financieras y comerciales, para desarrollar plenamente el potencial de los bloques adquiridos”, señaló la compañía.
Conozca más: https://lnkd.in/eMgW6Nwf

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Genneia proveerá energía renovable al grupo industrial Princz-IPASA

Con el objetivo de seguir generando un impacto positivo en el ambiente, Grupo Princz-IPASA, la empresa nacional especializada en la fabricación de PVC y bioplastificantes, llegó a un acuerdo estratégico con Genneia, compañía líder en generación de energías renovables, para abastecer de energía limpia el 60 % de la demanda energética de sus operaciones.

La alianza entre ambas empresas se establece a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 15 años, iniciando el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Con 75 años de trayectoria Grupo Princz-IPASA continúa apostando por un modelo de negocio sustentable que genere un impacto positivo tanto para el ambiente como para las comunidades. Esta iniciativa se enmarca en la estrategia de sustentabilidad que la compañía tiene en Argentina, y uno de sus objetivos principales es alcanzar la carbono neutralidad para el año 2040.

Pablo Princz, Director de Princz-IPASA, declaró al respecto que “es un privilegio que, mediante el acuerdo con Genneia, podamos materializar un aspecto clave de nuestra estrategia ASG a través de la obtención de energía limpia para nuestras plantas productivas en la Provincia de Buenos Aires”. “En Princz-IPASA estamos comprometidos con ser una empresa que pueda proveer a nuestros clientes materiales sustentables para sus propios ciclos productivos”, agregó.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad ESG de Genneia, remarcó que “estamos orgullosos de poder brindar energía verde a una gran empresa que trabaja priorizando a su comunidad y al ambiente. Esta alianza nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Grupo PRINCZ-IPASA es una empresa argentina con 75 años de experiencia y presencia internacional, líder en la producción de compuestos plásticos y bioplastificantes. Trabaja para ser una industria de excelencia y referente en la provisión de materiales intermedios basados en PVC y otros polímeros.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada en el país, 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.

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 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.

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Rigen nuevos precios para los biocombustibles

La Secretaría de Energía fijó, a través de tres resoluciones, los nuevos precios para el Biodiesel destinado a su mezcla obigatoria con gasoil, y para el bioetanol a base de maíz, y a base de caña de azúcar, para su mezcla obligatoria con nafta.

Por la resolución 71/2024 se fijó en °PESOS NOVECIENTOS TREINTA Y OCHO MIL QUINIENTOS CUARENTA ($ 938.540) por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace”.

Asimismo, por la resolución 72/2024 Energía fijó en °PESOS QUINIENTOS SETENTA ($ 570) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta” (Ley 27.640, de bicombustibles), el cual también regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de mayo de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace”.

Por la resolución 73/2024 la S.E. fijó en °PESOS SEISCIENTOS VEINTIDÓS ($ 622) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta”. Regirá para las operaciones durante el mes de mayo 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.
En tanto, el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura.

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EE.UU. y el Reino Unido presionan a Rusia por prospección en el Mar Antártico

Medios internacionales escritos en español, han informado que Rusia habría encontrado las mayores reservas de petróleo en el mundo en un lugar “prohibido” por el Tratado Antártico. Los buques de exploración rusos habrían hallado enormes cantidades de crudo y gas en la Antártida, una zona en la que está terminantemente prohibido la explotación de recursos, mientras que las prospecciones y actividad permitidas solo pueden estar relacionadas con la ciencia y el mundo científico.

Además, justo donde Rusia habría encontrado hidrocarburos, es una zona reclamada por el Reino Unido y Argentina, lo que añade mayor tensión al hallazgo. No obstante, los medios anglófonos coinciden en que se trató de prospección y no de hallazgos.

El Comité de Auditoría Ambiental (EAC) del Parlamento del Reino Unido está investigando la exploración petrolera rusa en la Antártida, centrándose en las actividades del buque de investigación ruso Akademik Alexander Karpinsky.

En una sesión especial, la semana pasada, tres ministros fueron interrogados sobre estas actividades, que se cree que se llevan a cabo en territorio reclamado por el Reino Unido en la región polar.

Según informes de la empresa rusa de exploración mineral Rosgeo, el buque Alexander Karpinsky ha completado un estudio geológico exhaustivo del subsuelo antártico, incluyendo mapeo de posibles reservas de petróleo y gas. Aunque inicialmente se centró en la parte sureste del mar de Riiser-Larsen, cerca de la Tierra de la Reina Maud reclamada por Noruega, se ha revelado que desde 2011 se han realizado estudios sísmicos rusos en el Mar de Weddell, un área reclamada por el Reino Unido y también por la Argentina. Estos estudios han llevado a la estimación de aproximadamente 500 mil millones de barriles de potencial de hidrocarburos en las cuencas del Océano Austral, según Rosgeo.

Sin embargo, el Reino Unido defiende que Rusia está comprometida a respetar el Tratado Antártico, que impuso una moratoria a la exploración y explotación de minerales antárticos en 1976. El contexto geopolítico actual, marcado por tensiones entre Rusia y Occidente desde la invasión de Ucrania en 2022, plantea preocupaciones sobre la conservación de la integridad de la Antártida. Expertos advierten que esta tensión podría llevar a una competencia en lugar de una colaboración para proteger la región. Klaus Dodds, profesor de Geopolítica de la Universidad de Londres, señala que la recopilación de datos sísmicos en la Antártida por parte de Rusia podría amenazar la prohibición permanente de la minería en la región, con implicaciones para la integridad del protocolo antártico en su totalidad.

MAS SANCIONES

Por su parte, Los Estados Unidos ha impuesto sanciones al buque sísmico estatal ruso Akademik Alexander Karpinsky, que ha estado llevando a cabo extensos estudios de petróleo y gas en el Océano Austral de la Antártida. Este desierto marino, amenazado por el clima extremo, ha sido objeto de investigación por parte del Karpinsky desde que se prohibió la minería internacional en 1998. La sanción se produce en el contexto de dos años desde la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022.

El Karpinsky, propiedad de la Polar Marine Geosurvey Expedition (PMGE), ha producido datos sísmicos que abarcan un área significativa en el Océano Austral. Tanto Rosgeo, la empresa minera del Kremlin, como su filial PMGE, han sido incluidos en la lista de entidades sancionadas por Estados Unidos, que abarca más de 500 personas y organizaciones. Las nuevas restricciones, que entrarán en vigor a partir del 23 de mayo, prohíben a ciudadanos y empresas estadounidenses realizar transacciones comerciales con los propietarios del Karpinsky y evitan que el barco haga escala en puertos estadounidenses.

El Departamento de Estado de Estados Unidos vincula estas sanciones con el autoritarismo de Rusia, su represión interna y su agresión exterior. Además, identifica a Rosgeo y su filial como dedicadas a la exploración y prospección de minerales, lo que las hace objeto de las sanciones. Aunque estas restricciones pueden tener implicaciones en los puertos estadounidenses, no afectarán inmediatamente la capacidad del Karpinsky de navegar hacia y desde la Antártida. Sin embargo, pueden surgir desafíos logísticos en otros países, como Sudáfrica, donde el barco ha hecho escala en el pasado. Las sanciones también coinciden con los debates sobre si Australia debería adoptar una postura más independiente respecto de las sanciones internacionales. Además, plantean interrogantes sobre el futuro de las operaciones antárticas del Karpinsky y su impacto en la región, donde se han realizado importantes estudios geológicos y geofísicos.

A pesar de las sanciones, el Karpinsky continúa navegando bajo la bandera de la Expedición Antártica Rusa, dedicada a actividades pacíficas como el turismo y la ciencia. La RAE ha defendido sus proyectos de estudio geológico y geofísico como parte de la investigación científica, aunque estas actividades han sido objeto de controversia debido a su potencial para la prospección de recursos minerales en la región antártica.

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TotalEnergies y Sinopec se unen para desarrollar energías bajas en carbono

TotalEnergies y Sinopec firmaron un acuerdo de cooperación estratégica para profundizar su colaboración, en particular en el ámbito de las energías bajas en carbono.
Ambas compañías trabajan juntas desde hace muchos años, especialmente en Angola y Brasil en operaciones upstream y en diversos ámbitos como el petróleo, el GNL, el comercio de productos petrolíferos y la ingeniería.

Recientemente, las empresas han unido fuerzas para desarrollar una unidad de producción de combustible de aviación sostenible (SAF) de 230.000 toneladas por año en una refinería de SINOPEC en China.

Este acuerdo de cooperación estratégica tiene como objetivo desarrollar aún más la asociación entre TotalEnergies y SINOPEC y aprovechar nuevas oportunidades aprovechando sus respectivas experiencias. En particular, las dos empresas planean combinar su experiencia en I+D en biocombustibles, hidrógeno verde, CCUS y descarbonización.

Nos complace reforzar nuestra asociación con SINOPEC, un importante actor energético chino que ya es nuestro socio en varios países. Este acuerdo de cooperación estratégica refleja nuestra voluntad compartida de combinar nuestra experiencia en múltiples energías para abordar la creciente demanda global actual y, al mismo tiempo, construir el sistema energético descarbonizado del mañana”, dijo Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies .

SINOPEC y TotalEnergies han establecido una sólida asociación. La firma de este acuerdo marco de cooperación estratégica en el centenario de TotalEnergies marca otro hito. A lo largo de los años, las dos empresas han llevado a cabo una amplia cooperación en exploración y producción, GNL, biocombustibles y comercialización. Con este acuerdo, ambas compañías pretenden fortalecer la asociación explorando más oportunidades en los campos del combustible de aviación sostenible, hidrógeno verde, CCUS, etc., para cumplir con nuestro compromiso con un crecimiento de la industria sustentable, verde y con bajas emisiones de carbono”, agregó. Dr. Ma Yongsheng, presidente de SINOPEC .

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MEGSA-ENARSA: subastas desiertas para comprar GNL regasificado a U$S 12,99 el MBTU

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas a solicitud de ENARSA para ofrecer gas natural “en Firme”.

1- Una subasta estuvo dirigida a Distribuidoras para la adquisición de volúmenes de GNL regasificados en Escobar para abastecer a la demanda en el período 17 de mayo-31 de mayo.
El máximo volumen ofrecido en venta fue de 7.500.000 metros cúbicos día, a 12,99 dólares el millón de BTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA (desierta).

2- Una segunda subasta de gas de Escobar (GNL regasificado) para Consumidores en General, y para cubrir la demanda de la segunda mitad de mayo.

El máximo volumen ofrecido en venta fue también de 7.500.000 m3/día, al mismo precio de U$S 12,99 el MBTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA (desierta).

Ya en abril ocurrió un primer intento similar, que también resultó desierto de interesados.

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 75º Aniversario de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica

El 12 de mayo de 1949 marca un hito significativo en la historia de la industria química y petroquímica de Argentina que, bajo la denominación “Cámara Gremial de la Industria Química”, se constituye la asociación civil que agremió a los industriales de la rama química, en la actualidad la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®). La entidad se fundó con el objetivo de constituir una asociación que agrupara a todas las empresas del sector químico y petroquímico que desarrollaban su actividad en esos años y con el fin de representarlas gremialmente velando por sus derechos e intereses.
 
A nivel regional, fue una de las primeras Cámaras del sector en conformarse ya que, en Chile, la cámara colega se configuró en 1956, en México en 1959 y en Brasil en el año 1964. Su membresía activa en el Concejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) demuestra su compromiso, colaboración y búsqueda de progreso a nivel local y global de las iniciativas de la industria química.
 
Con motivo de 75º aniversario, el director ejecutivo de la cámara, Jorge de Zavaleta, reflexionó: “la Cámara ha trabajado incansablemente, durante todos estos años, para promover el crecimiento y la competitividad del sector, representando los intereses de las empresas -grandes y Pymes- fomentando la innovación y la sostenibilidad en la industria. A través de la colaboración con el gobierno, las instituciones académicas y otras organizaciones del sector, la CIQYP® ha desempeñado un papel clave en la formulación de políticas y estrategias que han impulsado el desarrollo de la industria química y petroquímica en todo el país”.
 
Su objetivo de conformación sigue vigente y sus incumbencias se han ampliado buscando adaptarse a las nuevas necesidades de la industria; sus trabajos de diagnósticos, evaluaciones, recomendaciones y formulaciones de propuestas continúan generando aportes necesarios para el mejor desarrollo de la industria química en Argentina. Estas actividades proporcionan la base fundamental para sustentar las actividades de representación de los intereses de la industria química que la cámara realiza ante el Poder Ejecutivo y el Poder Legislativo, sindicatos, asociaciones civiles y demás partes interesadas. La activa participación de los socios de la cámara en sus comisiones, programas y grupos de trabajo, permite mantener un flujo de información hacia las partes interesadas facilitando el intercambio de experiencias y mejores prácticas.
 
ACTUALIDAD DEL SECTOR
 
La CIQyP® agrupa a más de 180 empresas que representan más del 80% del PBI del sector químico y petroquímico. Además, en Argentina el sector exporta y aporta más de 4.000 millones de dólares en forma anual; si bien los flujos exportables son variables debido a la variabilidad de la oferta y demanda de estos a nivel global y disponibilidad de las materias primas influenciado por la estacionalidad.
 
A 75 años de la formación de la CIQyP®, la industria química y petroquímica de argentina produce más del 4,2% del PBI, representa el 12% de la industria manufacturera local, emplea 70.000 personas en forma directa y más de 280.000 empleos indirectos en toda la cadena de valor y una inversión en activos de más de 18.000 millones de dólares. En este sentido, el sector químico y petroquímico de Argentina se encuentra en el “top2” de los más grandes de Sudamérica, después de Brasil.
 
La industria química y petroquímica desempeña un papel fundamental en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo industrial, sustentable y tecnológico del país. Las contribuciones de la industria química y petroquímica se pueden entender por medio de la magnitud de impacto: más del 96% de los productos manufacturados tienen contacto con la química. A su vez, la petroquímica en el país desarrollada a partir de gas natural y líquidos de gas natural es muy competitiva y presenta excelentes perspectivas de crecimiento a partir de los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
 
Se producen localmente todas las resinas plásticas de mayor uso en el mundo, con un alto desarrollo del sector de conversión y reciclado de plásticos. A su vez, el sector está representado en nuevos mercados como: fertilizantes, plásticos, químicos para minería (litio y cobre), materias primas renovables (etanol/biodiesel/aceite de soja / glicerina, entre otras).
 
El desarrollo de la industria química y petroquímica en Argentina comenzó en la década del ’40 y ha sido fundamental para la economía del país.  Este proceso ha llevado a la creación de ocho polos de producción que se destacan a nivel país y los cuales han sido claves para el desarrollo económico y de otros sectores críticos para la economía nacional.
 
La entidad promueve el crecimiento y desarrollo sustentable del sector por medio de iniciativas de sus empresas socias, entre las que se pueden destacar grandes, medianas y pequeñas de capital internacional y nacionales. Además, tiene como asociadas a empresas dedicadas al transporte de productos químicos y empresas especializadas en el tratamiento de residuos peligrosos. 
 
DESAFIOS

·        Consolidación del Mercosur: (mercado estratégico para el sector).
·        Promoción de las exportaciones: reducción de retenciones, restablecimiento de reintegros.
·        Herramientas de defensa comercial efectivas para producciones “sensibles”: Antidumping y valores criterio de importación.
·        Facilitación del comercio entre socios del Mercosur.
·        Minería del Litio y Cobre – Oportunidades de Inversión.
·        Ley de promoción de la Industria Química –Petroquímica – Aplicar el Régimen RIGI.
·        Dar impulso a una política de estado que facilite la monetización de los recursos de Vaca Muerta, tomando al gas natural como un combustible de transición que impulse la economía y reduzca la huella de carbono.
·        En el ámbito ambiental, la economía circular orientada a la valorización del recurso, el proceso de mitigación y reducción de emisiones, la gestión integral de las sustancias químicas y el aporte al cumplimiento de los Convenio multilaterales ambientales (AMUMAs) firmados por Argentina son desafíos claves.
 

LA CAMARA FRENTE A LA SUSTENTIBILIDAD

 En Argentina, la CIQyP® administra el Programa de Cuidado Responsable de Medio Ambiente (PCRMA®), una iniciativa mundial del sector que está presente en más de 70 países de los cinco continentes y su propósito es administrar los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. En el año 2017, el PCRMA® cumplió 25 años de implementación y gestión en Argentina, marcando un hito para la región.
 
La industria química constituye uno de los pilares más importantes sobre los que se desenvuelve la vida cotidiana. Sus productos son indispensables para asegurar la disponibilidad, calidad y preservación de alimentos, medicamentos y productos para la salud, la limpieza y el cuidado personal, la vivienda, la vestimenta, la educación, el transporte, las comunicaciones, y en general para casi todos los productos y servicios característicos de la vida moderna. Esto permite aseverar, sin lugar a duda, que la vida moderna no sería concebible en su forma presente sin el concurso de la industria química y petroquímica.
 
El desarrollo de la industria química  en Argentina se remonta casi a 200 años atrás, siendo uno de los pilares de desarrollo industrial del país, cuyo punto de partida se puede referenciar a 1810 dónde, por narraciones históricas, se destaca el rol desempeñado por la Jabonería de Hipólito Vieytes (1762 – 1815) y Nicolas Rodriguez Pena (1715 – 1853), como lugar de reunión de los patriotas y cuna donde se gestó la Revolución de Mayo; lo cual constituye la primera y más ampliamente difundida referencia histórica de la industria química en Argentina.
 

Por todo esto, la celebración del 75° aniversario de la CIQyP® es una oportunidad para reflexionar sobre todos los desafíos que se tiene por delante; y para trazar un camino hacia un futuro más próspero y sostenible para la industria química y petroquímica en Argentina. Es una oportunidad para reconocer los logros alcanzados en el pasado, pero también para proyectar un futuro prometedor y sostenible para esta importante industria en el país.
 

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YPF: Marín consideró que “sin el RIGI no hay LNG en la Argentina”

Horacio Marin, presidente de YPF abogó por la aprobación del Regimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que impulsa el gobierno de Javier Milei, y consideró que “sin el RIGI no hay LNG en la Argentina”.

“Es un proyecto de alrededor de 50 mil millones de dólares” señaló en referencia a un acuerdo entre YPF y Petronas para el desarrollo de una planta para procesar gas natural de Vaca Muerta y su conversión en Gas Natural Licuado, prioritariamente con vistas a la exportación.

Dicho acuerdo fue firmado durante el gobierno anterior, en tiempos en los que no se conocía ningún proyecto RIGI, aunque si se trabajó en la elaboración de un proyecto de ley específico para la producción de GNL, que no llegó a discutirse en el Parlamento nacional.

Marín sostuvo en declaraciones periodísticas que “para que el proyecto se pueda desarrollar hay que lograr que sea rentable a bajo precio, seguridad jurídica, y todo lo que tiene el RIGI”, un proyecto que integra la ahora denominada “Ley Bases”, muy cuestionada en diversos aspectos en el Senado de la Nación.

En un proyecto anterior de la Administración Milei (frustrado en el Congreso) se planteaba la privatización del 51 % del capital accionario que detentan el Estado nacional y las provincias productoras de hidrocarburos. En el nuevo texto de ley proyectado esta empresa y otras fueron excluídas de la lista de privatizables, al menos por ahora.

Marín (de extensa trayectoria en Tecpetrol-Techint) viajó a los EE.UU. para reunirse con potenciales inversores. “Vine a Nueva York a explicar el 4×4 y vamos a tener reuniones con más de 100 inversores” destacó, en alusión al plan diseñado y activado para la reestructuración del modelo empresario de YPF, que prioriza las inversiones en el No Convencional de Vaca Muerta y relega su actividad en los yacimientos convencionales maduros cediendo medio centenar de áreas (Proyecto Andes).

Marín hizo hincapié en que “el proyecto Argentina GNL es el proyecto más grande de la industria argentina”, y afirmó que “sin RIGI no se va a exportar (por) 30 mil millones de dólares”.

“El GNL tiene que ser una política de Estado” reiteró el directivo, ligando este concepto con el RIGI, un régimen de promoción fiscal y legal de amplio espectro con vigencia inicial por treinta años, que también es cuestionado por diversos sectores de la industria instalada en el país.

Marín insistió con que “hay que avanzar con este proyecto (RIGI) porque va a ser muy difícil conseguir capital. Las empresas locales no tenemos 50.000 millones de dólares para financiar el proyecto. Necesitamos que vengan capitales”.

En este orden, sostuvo que “Vaca Muerta (Neuquén) es la Texas Latinoamericana. En dos meses, vamos a saber si Palermo Aike (Santa Cruz) es realmente el segundo shale del país. Y también tenemos el offshore”.

“Es muy promisorio el panorama de energía. Hay que impulsar su desarrollo porque sin inversión es imposible desarrollarlo”, reiteró Marín.

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QatarEnergy amplía su presencia en Egipto

Qatar Energy adquiere una participación del 40% de la exploración en dos bloques de gas frente a la costa mediterránea de Egipto.

El acuerdo se firmó con ExxonMobil, la operadora que trabaja en la exploración de esos dos bloques.

El acuerdo, que aún no está firme, concede a la empresa catarí una participación del 40 % en cada uno de los acuerdos de concesión offshore ‘El Cairo’ y ‘Masry’, mientras que ExxonMobil conservará el 60% restante de participación activa.

El ministro de Energía catarí, Saad al Kaabi, asegura que esta operación “amplía la presencia de Qatar Energy en Egipto y extiende nuestro ambicioso programa de exploración en el país”.
“Esperamos trabajar con nuestro valioso socio estratégico a largo plazo, ExxonMobil, así como con (la gubernamental) Holding de Gas Natural de Egipto (EGAS) y el Ministerio egipcio de Petróleo y Recursos Minerales, en esta región prometedora y prospectiva”, ha agregado.

Los bloques de exploración “El Cairo” y “Masry” fueron adjudicados por el Gobierno egipcio a ExxonMobil en enero de 2023 y cubren un área de aproximadamente de 11.400 kilómetros cuadrados en aguas cuyas profundidad se calcula en 2.000 a 3.000 metros.

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Inflación: Caputo instruyó a Energía para que postergue la “adecuación transitoria” de tarifas prevista para mayo

El ministro de Economía, Luis Caputo, instruyó al secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, para que se deje sin efecto la adecuación tarifaria para los servicios de suministro de electricidad y de gas natural que estaba programado activar en mayo.

Economía explicó en una nota al funcionario que tal decisión tiene por objeto “consolidar el proceso de desinflación llevado a cabo por el gobierno, verificado a la fecha”.

Al respecto, Energía notificó a los entes reguladores Enargas y ENRE para que a su vez informen de tal decisión a las compañías productoras, transportadoras y distribuidoras de electricidad y de gas, las cuales intuyeron que algó así podía ocurrir cuando advirtieron que llegado el fin de abril, dichos entes reguladores no publicaron sus respectivos cuadros tarifarios, ya elaborados para regir durante el período invernal Mayo-Setiembre.

Con esta decisión el gobierno procura lograr un índice de inflación de un dígito en mayo para contraponerlo al cuestionamiento social por los efectos recesivos de su política económica.

“Resulta razonable y prudente postergar en el mes de mayo la aplicación efectiva de las actualizaciones en las resoluciones de los Entes antes señaladas y los aumentos del PEST correspondiente a energía eléctrica y del PIST en el gas”, argumentó Economía.

La instrucción puntualiza que la medida adoptada se refiere “exclusivamente a la postergación en el mes de mayo de la aplicación de las actualizaciones” dispuestas en las resoluciones SE 7/2024 y 41/2024, correspondientes al PEST (Precio Estacional de la Energía Eléctrica) y PIST (Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) gasífero.

Para ambos componentes se mantienen vigentes y sin modificaciones (en mayo) los cuadros tarifarios publicados en el Boletín Oficial el 3 de abril de 2024, se indicó.

Cabe referir además que también estan calculados en la S.E. importantes aumentos en el Costo Fijo que facturarán las distribuidoras.

Asimismo, la decisión de Economía ocurre en un contexto de controversia entre dicha cartera y las cámaras que nuclean a productoras de gas, y generadoras de energía eléctrica, por la propuesta gubernamental (rechazada ) de pago (parcial) con Bonos de la deuda que CAMMESA acumula con ellas por operaciones desde diciembre a marzo inclusive, del orden de los 1.200 millones de dólares.

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También la CEPH rechazó cobrar con bonos la deuda de Cammesa

En una nota que lleva la firma de su presidente, Carlos Ormachea, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) expresó al ministro de Economía, Luis Caputo, y al Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, su rechazo a la propuesta de pago parcial con bonos de la deuda que CAMMESA tiene con los productores de gas, formulada por el gobierno.

Este rechazo se sumó al expresado por la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera) esta misma semana.

En cualquier caso serán las empresas miembro de cada una de estas entidades las que resolverán si accionan judicialmente en el caso de que Economía ratifique su propuesta.
La CEPH nuclea a las mas importantes empresas productoras de petróleo y de gas que operan en el país, aunque YPF informó que “toda comunicación emitida por la Cámara NO incorpora la posición de la Compañía (de mayoría accionaria estatal) salvo que expresamente así lo indique”.

El texto cursado por la Cámara hace hincapié en “la Resolución de la Secretaría de Energía 58/2024, que dispone la forma de pago de la deuda que actualmente mantiene CAMMESA con los productores de gas nucleados en esta Cámara por las entregas de gas natural de los meses de diciembre de 2023 y enero y febrero de 2024”.

“La Resolución dispone respecto de la Deuda que CAMMESA deberá determinar el monto correspondiente con cada Acreedor del MEM (según dicho término se define en la Resolución) para luego firmar acuerdos individuales con el objeto de abonar los meses de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de bonos AE38, y el mes de febrero 2024 en efectivo”.

“Al respecto, le informamos que la mayoría de los Productores nucleados en esta Cámara rechaza la modalidad de pago dispuesta. El rechazo en cuestión se funda en lo siguiente:

La Resolución afecta los derechos contractuales de los Productores al amparo de los contratos celebrados con CAMMESA en el marco del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” (el “Plan Gas.Ar”), aprobado por el Decreto 892/2020 y modificado por el Decreto 730/2022, en clara afectación a su derecho constitucional de propiedad.

La alteración, de manera unilateral por parte de esa Secretaría, a los términos de contratos celebrados al amparo de procesos licitatorios públicos, afecta la seguridad jurídica, genera incertidumbre a futuro respecto de la estabilidad de reglas, y constituye un precedente que desalentará nuevas inversiones.

Se afecta en forma directa la posibilidad de continuar llevando adelante inversiones en perforación y terminación de pozos y/o construcción de infraestructura, y el mantenimiento de los niveles de producción, incrementando innecesariamente el riesgo de suministro de gas natural, la continuidad de la cadena de pagos y el crecimiento del sector.

La conducta del Estado Nacional por medio de la Resolución y la instrucción que imparte a CAMMESA resulta violatoria de los contratos celebrados por los Productores, de los términos del Plan Gas.Ar, así como de la normativa aplicable. Ello debido a que CAMMESA adeuda la totalidad de las entregas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, más intereses desde octubre 2023, cuando en simultáneo cuenta con fondos disponibles para hacer frente a parte de esa Deuda.

En este sentido, resulta altamente cuestionable y preocupante que la Resolución pretenda sujetar el pago de la deuda correspondiente a las entregas del mes de febrero a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el cambio unilateral de los contratos para los montos correspondientes a las entregas de gas de diciembre y enero (con la quita que ello implica).

El Plan Gas.Ar ha generado las condiciones para que se lleven adelante inversiones a través de mecanismos de contractualización para las entregas de gas natural a mediano plazo, y ha generado un complejo de obligaciones y derechos en cabeza, tanto del Estado Nacional como de los Productores adjudicatarios.

Resulta preocupante que la Resolución no sólo omita los términos del Plan Gas.Ar, sino que adicionalmente no determine propuesta de pago alguna para las compensaciones que adeuda el Estado Nacional a los Productores bajo ese esquema, las cuales se encuentran pesificadas vencidas con mora en algunos casos por más de 18 meses.

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YPF: Primer trimestre con Ebitda de U$S 1.245 millones y producción promedio de 526 mil bep/día

En el primer trimestre de 2024 YPF mejoró sus niveles de rentabilidad y su producción creció impulsada por Vaca Muerta.

Durante el primer trimestre de 2024 el EBITDA ajustado (beneficio antes de intereses y amortizaciones) alcanzó los U$S 1.245 millones, un 15 % superior al del trimestre anterior. El aumento interanual fue aún mayor, impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo.

La producción total de hidrocarburos promedió los 526 mil barriles equivalentes de petróleo por día, con crecimiento del 3 % respecto al primer trimestre de 2023. Este resultado fue impulsado por la producción shale que hoy representa el 49 % del total de la compañía.

La producción de petróleo se mantuvo alta en 255 mil barriles equivalentes diarios, un 7 % superior a la del primer trimestre de 2023. En el mismo período, la producción de crudo shale registró un crecimiento interanual del 21 % al alcanzar los 112 mil barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año.

Como dato a destacar, las exportaciones de petróleo Medanito a Chile totalizaron 23 mil barriles por día, lo que representa un crecimiento del 22 % respecto al cuarto trimestre del 2023.

La demanda local de combustibles disminuyó 11 % con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil. Las importaciones de combustibles disminuyeron sensiblemente y sólo representaron el 4 % de las ventas locales de combustibles en el primer trimestre de este año.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301 mil barriles día, alcanzando un ratio de utilización de capacidad del 92 %, un 4 % superior respecto al cuarto trimestre de 2023.

Las inversiones totalizaron U$S 1.252 millones, un 4 % menor a las del mismo período del año pasado. Más del 50 % del total fue concentrado en Vaca Muerta en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía.

El flujo de caja libre fue negativo por U$S 394 millones, considerando que las inversiones y los pagos de las importaciones diferidas del 2023 al primer trimestre de 2024 y los intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo positivo de las operaciones. La deuda neta alcanzó los U$S 7.200 millones, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

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El Mosconi analiza y fija su posición en relación al proyecto “Bases”

El Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” emitió un documento donde analiza y fija su posición sobre las modificaciones contenidas en el proyecto “Bases” de la ley de Hidrocarburos 17.319; la 24.076 de Marco Regulatorio del Gas Natural y la Ley 26.741.

La libertad de comercialización y precios que desea imponer el PEN debería tener como contrapartida en el artículo 6º de la 17.319, una clara indicación de que la reglamentación posterior se deberá instrumentar de forma tal que vender en el mercado interno resulte igual de atractivo que exportar, para evitar que las concesiones esquiven ofertar en el mercado internoconcentrándose en la exportación.

Con relación a la libertad de exportación, establecida en las reformas a las leyes 17.319 y 24.076, si el PEN lograra imponer el abandono del principio de prioridad para el autoabastecimiento, entonces debería quedar claramente redactado en el articulado que las exportaciones deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo Nacional, debiéndose considerar que los exportadores se hagan cargo, en caso de producirse, del sobrecosto del abastecimiento interno, conforme las formas y modalidades de la propia reglamentación. Continuando con lo anterior, se debería mejorar la coherencia y compatibilidad entre los artículos 6º de la 17.319 y los artículos 3º y 3º bis de la 24.076, para que las condiciones de exportación entre petróleo, gas natural y GNL sean explícitamente similares.

Es necesario corregir la redacción de estos artículos para que la exportación de petróleo y/o gas natural por ductos tengan las mismas condiciones de blindaje y duración que el GNL.

En lo que respecta a la reconversión de áreas de convencional a no convencional, el artículo 27 bis, cuarto párrafo de la 17.319, ha quedado redactado de tal manera que en el proceso de reconversión se producirá una extensión de hecho y por 35 años del área convencional que coincida verticalmente con la parte reconvertida a no convencional.

Esto será así porque se estipula que el titular de la nueva concesión no convencional podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos. Es una buena oportunidad para corregir estos defectos estableciendo en el cuarto párrafo de ese artículo que la parte de la concesión convencional concordante con la nueva concesión no convencional debería caducar en

su fecha original, para ser licitada nuevamente. Es decir que la redacción debería ser “el titular de la nueva concesión no convencional no podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos bajo el amparo del nuevo título”.

En la nueva normativa para Almacenamiento Subterráneo de gas natural, artículo 44 bis de la 17.319, se debería permitir que Nación o Provincias, según corresponda, apliquen un Canon de almacenamiento subterráneo para el gas almacenado que no ha sido producido en la jurisdicción donde se ubique la infraestructura de almacenaje.

Según la reforma, el valor porcentual de las regalías sería calculado en base a la fórmula Regalía=15%+(X), siendo X un porcentaje que podrá ser positivo o negativo y quedará a criterio del oferente.

El artículo 47, cuarto párrafo de la 17.319, debería establecer que la fórmula propuesta

para ofertar el porcentaje a pagar no debería dar como resultado un valor menor del 12%. Se cree necesario establecer ese valor mínimo para la nueva fórmula, ya que luego podría descender si se aplicara el 5% de reducción adicional que puede otorgar el poder concedente según el art. 59, cuarto párrafo.

En otro orden de cosas, la ley vigente establece que las regalías se pagan sobre los hidrocarburos producidos y efectivamente aprovechados. De todos modos, en esta reforma de la ley faltaría indicar que no podrá deducirse como gas no aprovechado el gas que se utilice para generación eléctrica, aunque la energía sea utilizada dentro del yacimiento.

No debería eliminarse el artículo 1º de la ley 26.741. Sería conveniente su reemplazo por una declaración interés público nacional para el abastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de promover el desarrollo económico y la creación de empleo.

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CECHA ante el Paro Nacional

Los empresarios nucleados en la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la Argentina (CECHA) comunicó, junto con sus 16 Federaciones y Cámaras asociadas, que no adherirán a la medida de fuerza programada por la CGT para el jueves 9 de mayo.

Por lo tanto, “todas las estaciones de servicio del país asociadas a las distintas federaciones y cámaras integrantes de esta Confederación trabajarán normalmente para suministrar el combustible que el público en general requiera”.

“Respetamos el derecho de huelga, pero entendemos que los empleados cuentan con los medios necesarios para que a través de los acuerdos paritarios vigentes puedan encontrar las vías de solución democráticas a sus verdaderos reclamos laborales”, señalaron.

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Pampa Energía destacó su crecimiento en el segmento de gas y avanza en petróleo

El grupo Pampa Energía informó que tuvo un incremento interanual del 31 % en su producción de gas, y resultados prometedores en su primer pozo exploratorio de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda.

Pampa presentó los resultados del primer trimestre de 2024 y destacó el crecimiento de su producción de gas en Vaca Muerta. Su CEO, Gustavo Mariani, afirmó que: “Este incremento es el resultado de la inversión que realizamos en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata, y al volumen de venta que obtuvimos en la licitación de la ronda 4.2 del Plan Gas”.

En petróleo, la compañía destacó los resultados de su primer pozo exploratorio en Rincón de Aranda, un yacimiento que opera y donde tiene el 100 % tras la adquisición en junio de 2023 de la participación que tenía Total Energies. Se trata de un bloque exploratorio de 240 kilómetros cuadrados ubicado en el corazón de la ventana de crudo de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén.

Según los análisis técnicos de los datos obtenidos, estos valores lo posicionan dentro de los mejores pozos que han sido perforados en la zona. El director ejecutivo de E&P, Horacio Turri, señaló que “En el bloque Rincón de Aranda podrían perforarse más de 200 pozos con la información a la fecha. Este desarrollo implica niveles de producción de alrededor de 35.000 a 40.000 bbls/día”.

En el segmento de generación de energía eléctrica, Pampa informó que continua con las obras de su Parque Eólico Pampa Energía VI, en la localidad de Bahía Blanca, que sumará 140 MW de energía renovable. Con una inversión de 260 millones de dólares, la compañía tiene prevista la habilitación comercial de este parque en el segundo semestre del año, se indicó.

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AGEERA rechaza el pago parcial con bonos propuesto por Economía por deudas de CAMMESA

.La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina -AGEERA-, comunicó al gobierno nacional su rechazo a la propuesta de pago con bonos (y descuento) de las deudas que mantiene CAMMESA con las empresas generadoras de electricidad por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, y enero y febrero de 2024.

La propuesta había sido anticipada la semana pasada por el minstro de Economía, Luis Caputo, a los empresarios, y fue formalizada (8/5) a través de la resolución 58/2024 y su modificatoria parcial 66/2024, publicadas en el Boletín Oficial.

En AGEERA calcularon que el monto total adeudado por Generación y combustibles de las transacciones de Diciembre 2023, y Enero y Febrero 2024 es de Un billón setecientos treinta y nueve mil, quinientos cincuenta y cinco dólares (1.739.555.000).

El Gobierno, a través del ministro Caputo, presentó a las productoras de gas y a los generadores de electricidad, el jueves 25/4 una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de U$S 600 millones de valor nominal.

Poco después, el presidente Javier Milei afirmó en declaraciones periodísticas que la situación en este tema se regularizaría en junio próximo.

Cabe referir que estos bonos están cotizando actualmente al 50% de su valor nominal.

A través de la R-58/2024 firmada por el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, se estableció “un régimen de pagos excepcional, transitorio y único para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de diciembre de 2023, enero de 2024 y febrero 2024 correspondiente a los Acreedores del MEM con el objeto de reestablecer la cadena de pago de las transacciones corrientes y con ello preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad, ante el déficit de los recursos disponibles en el Fondo de Estabilización del MEM y la emergencia declarada por el Decreto 55/2023 y el Decreto 70/2023” .

El artículo 2° de dicha Resolución instruye a CAMMESA “a elaborar y determinar con cada uno de los Acreedores del MEM, en un plazo de DOS (2) días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente”.

En su artículo 3 la Resolución estableció que “Una vez determinados los importes mediante la suscripción de los acuerdos individuales respectivos”, las liquidaciones serán canceladas del siguiente modo:

a. Las Liquidaciones de los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024, serán canceladas a los CINCO (5) días hábiles de la fecha de los acuerdos individuales mediante la entrega de títulos públicos “BONOS DE LA REPÚBLICA ARGENTINA EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES STEP UP 2038” (BONO USD 2038 L.A.), conforme la instrucción y metodología que, a tal efecto, dispondrá esta SECRETARIA DE ENERGIA”.

El cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los Agentes Generadores del MEM.

b. Las liquidaciones de los Acreedores del MEM por la Transacción Económica del mes de febrero de 2024 serán canceladas con los fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización”.

El artículo 4 de la R-58 “instruye a CAMMESA a elaborar y determinar con cada uno de los Deudores del MEM, en un plazo de 2 días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las facturas por la venta de energía eléctrica, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente.

“Las Facturas de los Deudores del MEM con vencimiento en febrero y marzo 2024 serán canceladas en su totalidad mediante los planes de pago que CAMMESA acuerde con cada agente deudor los que deberán sujetarse a las siguientes condiciones: tasa de mercado banco nación; y plazo de 48 meses”, señala la R-58.

En forma simultánea a la R-58, Energía publicó la R-66/2024 por la cual se amplió a 5 días hábiles el plazo para determinar los montos adeudados a cada empresa. También se amplió a 10 días hábiles el plazo de cancelación de las liquidaciones correspondientes.

Al respecto, desde la AGEERA se cursó una nota al Ministro Caputo, con copia al Secretario de Energía Rodriguez Chirillo y al Gerente General de CAMMESA, Jorge Garavaglia, a través de la cual informaron al gobierno que “nuestros asociados nos han manifestado su rechazo a la modalidad de pago dispuesta en la Resolución (58/2024) por cuanto:

(i) resulta en una afectación de los derechos contractuales de los Agentes Generadores y una violación a su derecho de propiedad privada;
(ii) impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos Generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales;
(iii) implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses;
(iv) afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión en generación incrementando innecesariamente el riesgo del sistema eléctrico, en particular a las centrales que venden su energía al Spot, en pesos y a precios desactualizados;
(v) resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado;
(vi) compromete la responsabilidad de CAMMESA y del Estado Nacional (Secretaría de Energía), en tanto la misma afectaría derechos adquiridos de los Agentes Generadores los cuales forman parte de su propiedad;
(vii) afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el MEM, lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento.

La nota firmada por el presidente de la asociación empresaria, Gabriel Baldassarre, señala “Respecto de este último punto, es relevante recordar que los PPAs son contratos que se gestaron como un compromiso de CAMMESA en el marco de regímenes de promoción de inversiones en un sector en el cual, a pesar de existir la necesidad de nueva generación, no estaban dadas las condiciones para la inversión privada producto de una señal de precio fuertemente distorsionada por los subsidios”.

“En este sentido queremos destacar que una modificación unilateral, tanto en los contratos como en los demás derechos adquiridos, repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país. De esta manera, un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”, se advirtió.

Y la nota añade que “Asimismo, alertamos a usted respecto a la situación crítica que están pasando los Agentes Generadores a quienes CAMMESA, sin mediar razón alguna y en una clara violación de “Los Procedimientos”, debe la totalidad de las ventas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, encontrándose próxima a vencer la transacción de marzo del corriente año”.

“Adicionalmente, resulta de suma gravedad el hecho de que CAMMESA, contando con fondos disponibles provenientes de cobranzas de la demanda y de aporte del Tesoro Nacional no efectuó los pagos correspondientes, lo que representa un grave incumplimiento:

(i) de sus deberes bajo la regulación aplicable (artículo 5.6. de Los Procedimientos de CAMMESA); (ii) a lo instruido por la Secretaría de Energía de la Nación N° NO-2024-41388222-APN-SE/MEC de fecha 23/04/24 y; (iii) a lo remarcado por el Directorio de CAMMESA con fecha 18/04/24, dado que no necesita CAMMESA instrucciones para cumplir con la normativa aplicable”.

Desde AGEERA se puntualizó además al ministro Caputo que “Si bien se rechaza la Resolución en su totalidad, el hecho de sujetar el pago de febrero (CAMMESA posee fondos disponibles desde mediados de abril) a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el pago en bonos para los montos correspondientes a diciembre y enero (con la quita que ello implica), resulta especialmente inaceptable”.

“Ante el escenario de incumplimiento de los pagos descripto, muchos de nuestros asociados han debido reprogramar mantenimientos, diferir la cancelación de costos operativos corrientes, aplazar el tratamiento de paritarias sindicales, siendo objeto de medidas de fuerza y hasta se han visto forzados a poner en riesgo el pago de salarios, encontrándose en muchos casos al límite de sus capacidades financieras”, se describió.

“Esta situación afecta el desarrollo normal de nuestra actividad y compromete críticamente la continuidad operativa del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, advirtió AGEERA.

En este estado de cosas habrá que ver si Economía ratifica o rectifica su propuesta de pago, y en tal caso que hará cada una de las empresas comprendidas por este conflicto.

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YPF Luz: CT Bajo del Toro abastecerá a GDA para el minado de cryptomoneda

YPF Luz anunció la puesta en operación en Neuquén de la Central Térmica Bajo del Toro, un proyecto que permite aprovechar el gas de las actividades de exploración de YPF (gas de flare) para abastecer con energía las instalaciones mineras de bitcoin de Genesis Digital Assets Limited (GDA), empresa líder que opera 20 centros de datos en todo el mundo.

La UTE Bajo del Toro, compuesta por YPF, Equinor e YPF Luz, cuenta con una capacidad de potencia instalada de 7 MW y 1 MW de back-up. En este marco se firmó un convenio de venta de energía con Genesis Digital Assets que autoriza la instalación de un data center dentro de la central ubicada en Rincón de los Sauces, Neuquén, y abastece a 1.200 equipos de minado de criptomonedas.

Esta iniciativa permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, hacer un uso eficiente de la energía, y monetizar el gas de flare, que de otra forma hubiera sido venteado a la atmósfera.

El gas es reaprovechado para generar energía eléctrica que se destina a una nueva industria como la minería de bitcoin, altamente demandante de energía, sin afectar la disponibilidad de la red de energía eléctrica del país y contribuyendo con una solución sostenible.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz comentó que “En 2022 fuimos la primera empresa argentina en generar energía eléctrica para minado de criptomonedas a partir de gas de flare, una solución innovadora en línea con las necesidades de transición energética de YPF. Este proyecto con GDA nos permite acercar a YPF y a Equinor, dos empresas comprometidas con reducir la huella de carbono de sus actividades de exploración, una solución de uso de gas de flare adaptable y sustentable”.

El presidente Ejecutivo de GDA, Abdumalik Mirakhmedov, comentó que “Creemos que Argentina es un país importante para la minería de Bitcoin, dada su abundancia de fuentes de energía y su entorno favorable a los negocios. La apertura de nuestro primer centro de datos en América del Sur es un paso importante en nuestros esfuerzos de diversificación geográfica. Y esta será otra oportunidad para mostrar al mundo que la minería de Bitcoin puede tener un efecto positivo en el medio ambiente y puede integrarse plenamente en las comunidades locales”.

Tanto para YPF como para Equinor, la medición y reducción del gas flare es uno de los principales focos para disminuir las emisiones directas de sus operaciones; y con este tipo de proyectos refuerza su compromiso de minimizar el impacto de su huella de carbono.

Este nuevo modelo de negocio representa una oportunidad no sólo en materia de innovación, sino también para la industria del país, agregando una actividad más al porfolio de soluciones energéticas, se destacó.

Con esta puesta en operación de Bajo del Toro, YPF Luz inicia una nueva etapa para trabajar en soluciones de energización con gas de flare adaptada a las necesidades de cada cliente. En este caso entonces la energía generada a partir de gas de flare se utiliza para minado de crypto in-situ, a cargo de GDA.

GDA es una de las empresas mineras de Bitcoin a escala industrial más grandes y experimentadas del mundo, con un historial de construcción, gestión y escalado de operaciones de centros de datos que abarca casi una década.

La compañía invierte en las comunidades en las que opera a nivel mundial, incluidos los 20 centros de datos en América del Norte, América del Sur, Europa y Asia Central. Con una capacidad total de energía de más de 600 MW, ha puesto en línea a más de 150.000 mineros.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es generadora líder en la transición energética desde 2013. Su misión es optimizar los recursos naturales para producir energía térmica y renovable. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,2 GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Cuenta con una capacidad instalada renovable de 497 MW y está construyendo dos parques eólicos que sumarán otros 218 MW.

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Genneia neutraliza huella de carbono de Aledebarán Resources en San Juan

Genneia, compañía líder de energías renovables en el país, acompaña a Aldebaran Resources Inc., empresa especializada en exploración mineral, en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina a través de la entrega de 848 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU´s).

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI, y actualmente promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmadas anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.

Los certificados fueron adquiridos con el propósito de compensar la huella de carbono generada por dos centros de operaciones de Aldebaran Resources Inc. En referencia a las oficinas centrales ubicadas en San Juan Capital, se logró neutralizar las emisiones correspondientes a los alcances 1 y 2, calculadas para el año 2021. Esto implica la descarbonización tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad.

Adicionalmente, se compensaron las emisiones del alcance 1 generadas durante el año 2021 para el Proyecto Altar-Río Cenicero, situado a 170 km al oeste de la Localidad de Barreal en el Departamento Calingasta, provincia de San Juan.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado junto a Aldebaran Resources Inc. en el proceso de compensación de la huella de carbono de sus operaciones y del gran proyecto que llevan adelante en San Juan. Desde Genneia, continuamos reforzando nuestro enorme compromiso que apunta a descarbonizar la industria, promoviendo así la lucha contra el cambio climático.”, expresó Gustavo Anbinder, Director de Negocios & Desarrollo de Genneia.

Esta iniciativa desarrollada por la empresa busca, no sólo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética.

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Neuquén: Interés de Petrobras en invertir en Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió en Houston con el presidente de Petrobras, Jean Paul Prates, y con el responsable de Exploración y Producción de esa compañía, Joelson Mendes, con quienes dialogó acerca de las necesidades hidrocarburíferas de Brasil y las potencialidades productoras de Vaca Muerta. Los directivos brasileños expresaron la intención de Petrobras de invertir en la Cuenca Neuquina, se comunicó.

Figueroa expuso las potencialidades de Vaca Muerta y la proyección que tiene la provincia de triplicar y duplicar la producción de petróleo y de gas, respectivamente, en 2028 y 2030. Explicó que para ello son necesarias inversiones promedio de 12 mil millones de dólares al año.

Figueroa informó que proyectan transportar unos 34 millones de metros cúbicos diarios de gas desde la provincia a Brasil. Serían 19 millones a San Pablo, a través de Bolivia; y otros 15 millones a Rio Grande do Sul, por Uruguayana, se indicó.

El gobernador destacó que hoy la producción de Vaca Muerta tiene baja intensidad en carbono, y el objetivo es producir gas y petróleo NET ZERO. Para eso es necesario incorporar soluciones para reducir venteos, “y también estamos trabajando con varias empresas para electrificar operaciones, realizar captura y almacenamiento de carbono, y en soluciones basadas en la naturaleza con captura de CO2 en bosques neuquinos”, señaló.

En el encuentro con los representantes de Petrobras el gobernador destacó la relevancia que desde el gobierno provincial se le da al respeto del ambiente y remarcó que “la rentabilidad económica, la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente tienen que ir de la mano”.

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Neuquén: Figueroa impulsa ley para que Pymes produzcan en áreas convencionales

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció en Houston que en los próximos días enviará un proyecto de ley a la Legislatura para implementar un régimen provincial de inversiones para promover la participación de Pymes neuquinas, por caso, “en la licitación de las distintas áreas convencionales o de yacimientos maduros de los que se quiere desprender YPF”.

“Vamos a brindarles a las pymes neuquinas una rebaja de regalías para que puedan presentarse en forma mucho más competitiva en las diferentes UTE”, indicó el mandatario neuquino durante una exposición que brindó en la Pre-OTC (Offshore Technology Conference) realizada en la sede del Club del Petróleo en Houston, Estados Unidos.

“Estamos convencidos que el tercer y cuarto anillo de la producción hidrocarburífera necesitan ayuda, apalancamiento financiero, la aplicación de conocimiento de tecnología. Estamos dispuestos a financiarlo para que podamos mejorar en el trabajo y poder ser entre todos un equipo”, señaló.

Figueroa recalcó que en cada uno de los proyectos en ejecución y los próximos a iniciar “no se puede dejar de lado la cuestión ambiental”. “Somos muy firmes en nuestra decisión de hacer respetar el ambiente. La rentabilidad económica, la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente tienen que ir de la mano”, remarcó.

El gobernador describió que “existe en nuestra cuenca una capacidad potencial de triplicar y duplicar la producción neuquina de petróleo y de gas en 2028 y 2030, y queremos que (las pymes)sean parte de este proceso”.

Y explicó que en la provincia se están produciendo actualmente 410.000 barriles por día de petróleo, y que se proyecta “una capacidad total en el 2028 de 1.200.000 barriles día”. “El oleoducto a Chile puede colocar 115.000 barriles día; ya en el 2025 pensamos terminar el Plan Duplicar+, que nos llevaría a otros 315.000 barriles por día; y el oleoducto Vaca Muerta Sur va permitir exportar desde la provincia de Río Negro alrededor de 360.000 barriles día”, detalló.

Figueroa indicó que en el caso del gas se está trabajando específicamente para abastecer todo el mercado interno. En materia de transporte de gas dijo que a los 100 millones de metros cúbicos diarios del mercado interno y exportaciones actual se le adicionan otros 90 millones de metros cúbicos, incluyendo modificaciones en el GPNK y lo destinado al mercado regional de Brasil y Chile.

Acerca de la producción de GNL consideró que “vamos a estar próximamente anunciando los nuevos pasos que van a dar distintas empresas”, y añadió que “estamos viendo con muy buenos ojos la posibilidad de salir (exportación) por la provincia de Río Negro con la construcción de un puerto específico que tiene licencia ambiental y social”.

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Genneia e YPF Luz abastecerán de energía a Telecom

A través de un convenio con Genneia e YPF Luz, Telecom será abastecida de un total de 159,700 MWh por año de energía limpia, lo que representa un 22% del consumo total anual de la compañía.
Telecom incorpora fuentes de energía renovable a su matriz energética, respondiendo a su compromiso de corto y mediano plazo con las acciones de mitigación del cambio climático y alcanzar un 50 % de abastecimiento de energía renovable para 2030.
En esta primera instancia, Telecom se abastece con energías limpias que equivalen al consumo eléctrico de todas sus oficinas comerciales, un tercio de sus sitios móviles y el Data Center de Pacheco, uno de los más importantes de la región. Esto es equivalente al consumo promedio de 38 mil hogares. 
 
Con esta iniciativa, la empresa reafirma su compromiso con la reducción de su huella de carbono, que incluye una variedad de acciones de eficiencia energética, virtualización, renovación tecnológica y optimización de procesos, con las que se propone alcanzar un 50% de abastecimiento de energía renovable y lograr la neutralidad de carbono para 2050. 
En el caso de Telecom, la disminución en emisiones de gas CO2 producto de esta migración hacia la energía renovable equivale a 36 mil toneladas de CO2.

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La producción de petróleo de Brasil se redujo 2,7% en marzo 2024

La producción total (petróleo y gas natural) de Brasil fue de 4.262 millones de barriles equivalentes de petróleo al día (boe/d). Según el informe de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) correspondiente a marzo 2024.


El petróleo alcanzó a 3.356 millones de barriles diarios (bl/d), registró una reducción del 2,7% respecto al mes anterior y un incremento del 7,7% respecto al mismo mes de 2023. 

La producción de gas natural en marzo fue de 143,98 millones de metros cúbicos diarios (m3/d). Hubo un descenso del 3,1% respecto a febrero de 2024 y un aumento del 3,9% en comparación con marzo de 2023. 



PRESAL



La producción total (petróleo y gas natural) en la presal, en marzo, fue de 3.349 millones de boe/d y correspondió al 78,6% de la producción brasileña. 

Esta cifra supone un incremento del 0,4% respecto al mes anterior y del 11,4% respecto al mismo mes de 2023. Se produjeron 2.622 millones de bbl/d de petróleo y 115,67 millones de m3/d de gas natural a través de 150 pozos.



USO DE GAS NATURAL EN FEBRERO

En febrero, el uso de gas natural fue del 96,1%. 39.29 millones de m3/d se pusieron a disposición del mercado y la quema fue de 5,62 millones de m3/d. Hubo un incremento del 6,3% en la quemadura, en comparación con el mes anterior, y del 56,1% en comparación con marzo de 2023. El aumento de la quema se produjo debido a la continuidad de la puesta en servicio de la FPSO Sepetiba, en el Campo Mero, siendo inherente al proceso de puesta en marcha de unidades. 




Durante marzo los campos marítimos producían el 97,6% del petróleo y el 87% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, o en un consorcio con otras empresas, representaron el 89% del total producido. La producción se originó en 6.518 pozos, de los cuales 527 fueron marítimos y 5.991 terrestres.



CAMPOS E INSTALACIONES



En marzo, el campo Tupi, en la presal de la Cuenca Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas, registrando 787 mil bblúfi/d de petróleo y 39,16 millones de m3/d de gas natural.

La instalación con mayor producción de petróleo y gas natural fue la FPSO Guanabara, en el depósito compartido de Mero, con 170.275 bbl/d de petróleo y 11,73 millones m3/d de gas. 


Además de la publicación tradicional en .pdf, es posible consultar los datos del boletín de forma interactiva utilizando la tecnología Business Intelligence (BI).

La herramienta permite al usuario cambiar el mes de referencia para el que quiere la información, así como diferentes selecciones de periodos para consultas y filtros específicos para campos, estados y cuencas. 

A partir de la divulgación de enero de 2024, las consultas se incluyeron por régimen contractual, indicativas de campos marginales y campos maduros y el filtro de operador del tiempo del período elegido en la consulta.



Se esperan variaciones en la producción y pueden producirse debido a factores como paradas programadas de unidades de producción debido al mantenimiento, entrada en operación de pozos, parada de mantenimiento o limpieza, inicio de la puesta en marcha de nuevas unidades de producción, entre otros. Tales acciones son típicas de la producción de petróleo y gas natural y buscan un funcionamiento estable y continuo, así como un aumento de la producción a lo largo del tiempo.

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Concluyen las tareas de modernización de la Unidad Generadora N°1 de Yacyretá.

Luego de 53 días de intenso trabajo, el Departamento Técnico de la EBY concluyó las tareas de modernización y rehabilitación de la Unidad Generadora N°1 (UG1) de la Central Hidroeléctrica Yacyretá.

El proceso requirió de la colaboración de 50 profesionales que trabajaron de manera presencial durante el complejo proceso, se informó.

El 9 de marzo 2024 la UG1 salió de servicio para permitir la ejecución de distintas actividades simultáneas y coordinadas. El propósito de estas tareas es extender la vida útil de dicho generador y mejorar la confiabilidad operativa del conjunto.

Esta unidad generadora lleva 30 años de servicio comercial, 209.799 h de funcionamiento y 21.174.589 MW/h. de energía aportada a los sistemas energéticos argentino y paraguayo.

Las tareas más relevantes consistieron en:
 Modernización y actualización tecnológica del sistema de excitación del generador.
 Modernización y actualización tecnológica del sistema control de arranque y
parada de la Unidad, del monitor temperatura, del TIC, del Sistema de Engrase y
de la interfaz con el sistema SCADA.
 Modernización y actualización tecnológica del sistema de Protecciones eléctricas
del tren de potencia generador – transformador.
 Implementación de conexiones por protocolos de comunicaciones entre el PLC de
Control de Unidad con el sistema del regulador de velocidad de la turbina
 El Sistema de Excitación
 El Sistema de Protecciones
 El Sistema de Engrase y el TIC
 El Sistema de Vibraciones
 Implementación de la infraestructura de servidores de mantenimiento de las
unidades generadoras modernizadas.
 Ajustes del sistema de sello del cabezal Kaplan en el distribuidor de aceites
 Verificación del generador.

Luego de completados los trabajos se realizaron todas las pruebas de rigor de la unidad con los sistemas renovados integrados hasta su puesta en marcha comercial.

La UG1 está aportando nuevamente 155 MW de potencia renovados a los sistemas eléctricos argentino y paraguayo.

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Convenio para garantizar la finalización del Gasoducto Patagónico Cordillerano

En un contexto signado por la paralización de la obra pública nacional en todo el territorio argentino, los gobiernos de Chubut y de Neuquén firmaron un acuerdo para encarar la continuidad y finalización del Gasoducto Patagónico Cordillerano, un proyecto importante para la región, que será garantizado con fondos propios de cada una de las provincias involucradas, y comprende la instalación de tres plantas compresoras que asegurarán el adecuado abastecimiento de gas en las regiones cordilleranas de Chubut, Río Negro y Neuquén.

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, y su par de Neuquén, Rolando Figueroa, firmaron un convenio con la Secretaría de Energía de la Nación para la finalización del Gasoducto que permitirá abastecer de gas a más de 12 mil familias de esas provincias.

El acuerdo prevé la puesta en marcha de tres plantas de compresión de gas en las localidades de Gobernador Costa y Río Senguer, que serán instaladas por las provincias de Chubut, Neuquén y Río Negro, las cuales asumirán con fondos propios el costo total estimado de 8,5 millones de dólares que supone la culminación del gasoducto.

El acuerdo fue suscripto en la sede de la Secretaría de Energía con la participación del Secretario de Eduardo Rodriguez Chirillo, el interventor del ENARGAS, Carlos Casares; y representantes de las empresas ENARSA (Energía Argentina S.A.) y Camuzzi Gas del Sur S.A.. La obra estará a cargo de CAMUZZI

El montaje y la puesta en marcha de las plantas de compresión posibilitará que se incorporen 20 mil conexiones nuevas de gas en toda la región cordillerana, garantizando así el acceso al servicio de gas a familias, escuelas, hospitales y emprendimientos productivos de una amplia zona patagónica.

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Tarifas: Economía posterga nuevos aumentos para “pisar” la inflación

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible”, el gobierno nacional oficializó a través del decreto 375/2024 su decisión de postergar por 30 días (hasta el 1° de junio) la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos, y al Dióxido de Carbono, cuyó último ajuste pendiente había programado para el 1 de mayo.

Un criterio similar llevó a Economía a postergar también los preanunciados nuevos aumentos para el gas y la electricidad. “Priorizamos bajar la inflación y no cargar más con gastos de momento a la clase media”, respondió disgustado Luis Caputo por redes sociales a una nota periodística. El clima social no ayuda.

Acerca del ICL, se trataba del último tramo de un cronograma que había diseñado en enero último el ministerio de Economía para regularizar la aplicación de éste impuesto, que estuvo suspendido durante el año 2023 en procura de una menor incidencia del precio de los combustibles en la inflación.

El cronograma diseñado por Economía (Administración Milei) contempló una actualización gradual -a lo largo de cuatro meses- del ICL y al CO2 correspondientes al primer, segundo, tercer y cuarto trimestres calendario del año 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, cuyo último tramo resultaría aplicable a partir del mes en curso, inclusive.

Detrás de esta decisión, y también en la de una postergación de los ajustes tarifarios en gas y electricidad preanunciados para abril, y luego para mayo, subyace el objetivo de mostrar un descenso del costo de vida después de los altos índices anotados post devaluación en diciembre, enero, febrero y marzo.

El ministro Caputo remarca en las redes sociales que existe “un sendero fiscal sostenible”, aún considerando que estas postergaciones tienen efecto sobre los ingresos, y que los egresos por subsidios persistirán contra sus objetivos originales de acelerar su reducción en el primer semestre del año.

Los efectos de menores ingresos fiscales se están acentuando además por la menor actividad en diversos rubros de la producción industrial, y también en la comercial por merma de la demanda.

Acerca de las tarifas, hasta última hora del martes (30/4) persistían las dudas acerca del criterio que aplicaría el gobierno respecto del momento de entrada en vigencia de los ajustes a la suba ya calculados para las tarifas del suministro de electricidad y de gas natural por redes domiciliarias.

En el ministerio de Economía -que tiene en su órbita a la Secretaría de Energía – seguían considerando su aplicación a partir de mayo y tenían todos los cálculos hechos.
Fuentes empresarias del sector dudaban al respecto ya que esperaban ver publicadas las resoluciones antes del fin del mes.

Ya había ocurrido que el ajuste tarifario se había preanunciado para abril, criterio que fue revisado al evaluar su incidencia en el índice de la inflación del mes que acaba de finalizar. “Pisar” las tarifas va contra el objetivo fiscal de reducir subsidios, pero restaba la decisión política y económica acerca de la oportunidad de aplicación en tiempos de ajuste y desregulación.

Tal parece que tampoco será en mayo, y habrá que ver si el gobierno se anima a disponer en junio nuevos precios del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) y nuevos valores para el Transporte y la Distribución del gas.

En el caso del PIST, se inicia el período de nuevos precios (en dólares) correspondiente al invierno, que va desde mayo hasta setiembre. Pasará de U$S 2,94 por millón de BTU que rigió para el verano -octubre hasta abril- a U$S 4,50 el MBTU.

Está previsto que se aplicaría pleno (sin subsidio) para los usuarios residenciales N1 (de altos ingresos). Pero para los precios para los usuarios N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) serían menores por efecto del subsidio. También será pleno el costo del gas para la MIPYMES y, desde ya, para el resto de los comercios e industrias.

Una novedad en este esquema, diseñado por la Secretaría de Energía, lo constituye la actualización mensual en las facturas del precio del gas PIST, en base a la variación del dólar contra el peso, según cotización del BNA.

La estructura tarifaria del servicio se completa con los valores por el Transporte y por la Distribución del gas, además de la carga de impuestos nacionales, provinciales y municipales.

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Javier La Rosa nombrado presidente de Chevron LatinoaméricaBuenos Aires

Javier La Rosa asumió como presidente de Chevron Latinoamérica, con su casa matriz en Buenos Aires, Argentina. La unidad de negocio cuenta con operaciones en Argentina, Brasil, Colombia, Surinam y Venezuela. 

La Rosa tiene una extensa trayectoria de 24 años con Chevron en distintos cargos a nivel mundial. Asume el cargo de presidente de la región luego de ejercer funciones como presidente de Chevron Venezuela en los últimos seis años y anteriormente como presidente de Chevron en Brasil y Colombia. En su experiencia internacional, entre otras posiciones, La Rosa fue presidente de Energía Geotérmica, gerente de estrategia y planificación para IndoAsia y gerente comercial para África y América Latina.

SOBRE CHEVRON

Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. Creemos que una energía asequible, confiable y cada vez más limpia es esencial para impulsar el progreso humano. Las actividades que realiza Chevron en Latinoamérica abarcan la producción de petróleo pesado, la recuperación mejorada de petróleo, operaciones offshore, la exploración y producción de gas natural y de petróleo y gas no convencional, y la ejecución de grandes proyectos de capital. Más información disponible en Chevron Exploration & Production in Latin America

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TB Cargo adquiere el 95% de Santa Fe Oil Rigs, consolidando su liderazgo en servicios de perforación

TB Cargo, una compañía con más de 50 años en el rubro, ha anunciado la adquisición del 95% del paquete accionario de Santa Fe Oil Rigs, marcando un hito significativo en su trayectoria empresarial. Esta adquisición estratégica refuerza la posición de TB Cargo como uno de los principales actores en la industria de perforación con la incorporación de la empresa especializada en servicios de perforación rotatoria de alta calidad.

Santa Fe Oil Rigs, junto a su equipo, tecnología de última generación y un contrato en ejecución con Lithea, de la firma china Ganfeng Lithium, pasa a integrar la gama de servicios ofrecidos por TB Cargo. Esta compra, cuyo monto no ha sido revelado, abre nuevas oportunidades y fortalece la presencia de TB Cargo en la industria.

“Estamos entusiasmados de dar la bienvenida a Santa Fe Oil Rigs a la familia de TB Cargo”, comentó Lisandro Garmendia, Presidente de TB Cargo. “Esta adquisición es un paso estratégico que nos permite expandir nuestras competencias y ofrecer un servicio aún más completo a nuestros clientes”.

Con esta adquisición, TB Cargo reafirma su compromiso con la excelencia operativa y el crecimiento en el mercado de servicios de perforación. La empresa continúa ampliando su cartera de servicios dentro de su unidad de negocio “Energy”, que engloba tanto el sector de Petróleo y Gas (O&G) con la venta de insumos y logística especializada en cuencas, como Minería. En esta última área, TB Cargo ofrece una gama completa de servicios, desde la perforación de pozos en salares, la preparación de lodos y la toma de muestras hasta servicios de cementación y reparación de pozos (Pulling).

Con una visión enfocada en la expansión, el grupo TB Cargo se posiciona como un referente en la industria energética con un compromiso constante en la innovación y la calidad. Estableciendo estándares de excelencia, consolida un portfolio de soluciones integrales que acompañen el desarrollo de los proyectos de cada cliente a nivel regional.

Hace unos meses atrás, TB Cargo presentaba “todos los países, una ruta”, la unificación y especialización de sus unidades y presencia regional hacia una nueva era, marcando el movimiento constante en cada solución, en cada servicio, en cada dirección, como socio regional estratégico.

Ahora, en un sector en constante evolución, TB Cargo demuestra que está preparada para liderar el camino hacia un futuro verde.

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Avanzan los preparativos de la Expo AOG Patagonia 2024

Con el total de los espacios disponibles ya ocupados, se anticipa que la próxima edición marcará un hito en la historia de la exposición.

La Expo Oil & Gas Patagonia tendrá lugar del 23 al 25 de octubre en el Espacio DUAM, en la ciudad de Neuquén. Ocupará 15.000 m² de superficie total, con 5 áreas de exhibición, espacio al aire libre y contará con la participación de más de 200 expositores. Se prevé que los visitantes sobrepasen los más de 11.500 de la última edición.

El evento cumbre del sector de los hidrocarburos es un espacio de encuentro para los integrantes de la industria que posiciona a las empresas y es el ámbito propicio para multiplicar las oportunidades de negocio. Sin lugar a dudas, la vidriera por excelencia que reúne a todos los participes del sector, con una agenda muy completa que permite la actualización profesional. Además, marca el camino para los más jóvenes de la industria y les marca la posibilidad de conectar con profesionales, empresarios y público especializado.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada comercialmente por Messe Frankfurt Argentina, a lo largo de tres jornadas de la exposición se desarrollará una agenda cargada de actividades donde los principales actores del sector del petróleo y el gas podrán interactuar con operadoras y proveedores. 

En primer lugar, recorrer en toda su amplitud la Expo tanto en pabellones como al aire libre, permitirá admirar de un vistazo el despliegue tecnológico de la industria de los hidrocarburos, ya que las empresas exhibirán lo último en maquinaria y software.

Luego, entre las numerosas actividades académicas que ofrecerá la AOG Patagonia, se realizará la 3ª Jornada de (R)evolución Digital e Innovación Tecnológica para Petróleo y Gas (JRED3) organizada por la Comisión de Geotecnología e Informática del IAPG. Un espacio de actualización en la que se desarrollarán temáticas como ciencia de datos; Logística y gestión industrial; Geonavegación; Robótica y automatización de procesos; y Energías alternativas, por mencionar algunas.

Además, tendrá lugar la 8° Jornada de Jóvenes Profesionales de Oil & Gas (JOG 8) que contará con una variada agenda de actividades académicas y espacios disruptivos donde las nuevas generaciones, estudiantes de los últimos años y jóvenes profesionales que ya han ingresado o aspiran a ingresar en la industria de los hidrocarburos podrán unir lazos con especialistas del sector. Organizada por la Comisión de Jóvenes Profesionales del IAPG, la entrada será libre y gratuita, si bien los cupos son limitados y requiere inscripción previa.

Por su parte, el ya clásico “Encuentro con los CEOs” reunirá a los referentes de la industria quienes brindarán su visión de la actualidad, tendencias e inversiones.

Y en las “Conferencias en la AOG”, se profundizará en los diferentes temas que marcan la agenda de la industria, destacandose: Sustentabilidad; Recursos Humanos; Diversidad, Equidad e Inclusión; entre otras temáticas. Asimismo, se prevén Rondas de Negocios en las que se conectarán a fabricantes y proveedores con las principales empresas de petróleo y gas que operan en el país y en la región.

Más información: www.aogpatagonia.com.ar

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TGN lanza campaña de convocatoria a jóvenes profesionales #GEN24

TGN lanza su Campaña #GEN24 dirigida a jóvenes de hasta 29 años de edad, graduados con hasta 3 años de experiencia o que tengan como máximo 3 finales y tesis pendiente en las siguientes ramas de la ingeniería: industrial, civil, química, electrónica, electromecánica y mecánica.

Estos jóvenes profesionales deben destacar por su capacidad de liderazgo, proactividad, sentido del equipo y la colaboración, flexibilidad y adaptación al cambio, orientación al aprendizaje y responsabilidad por el resultado.

Dado que TGN opera un sistema de gasoductos con una extensión que supera los 11.100 km y atraviesa 17 provincias del territorio nacional, la convocatoria está abierta a hombres y mujeres que quieran vivir la aventura de la relocalización actual o futura, con variedad de escenarios naturales de fondo, sumándose a proyectos tecnológicos desafiantes en una industria de gran proyección nacional y regional.

TGN ofrece una experiencia enriquecedora y un ambicioso desarrollo de carrera que testimonian los profesionales de convocatorias anteriores que aún hoy integran el payroll de la compañía.

Los interesados que quieran activar su genio y desarrollar su talento pueden remitir sus antecedentes a https://postulacion.typeform.com/to/bipHl4dv

Acerca de TGN

TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.
Opera y mantiene alrededor de 11.100 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.
Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.
Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.
El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

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Economía evalúa si activa o no en mayo los aumentos en tarifas del gas

Por Santiago Magrone

A última hora del martes 30 persistían las dudas acerca del criterio que aplicaría el gobierno nacional respecto del momento de entrada en vigencia de los ajustes a la suba ya calculados para las tarifas del suministro de electricidad y de gas natural por redes domiciliarias.

En el ministerio de Economía -que tiene en su órbita a la Secretaría de Energía – siguen considerando su aplicación a partir de mayo. Fuentes consultadas por E&N estimaron que el próximo jueves 2 de mayo se publicarían en el Boletín Oficial las respectivas resoluciones.

Fuentes empresarias del sector dudan al respecto ya que esperaban ver publicadas las resoluciones antes del fin del mes. Igual, cruzan los dedos.

Ya ocurrió que el ajuste tarifario se había preanunciado para abril, criterio que fue revisado al evaluar su incidencia en el índice de la inflación del mes que acaba de finalizar. El gobierno procura seguir registrando un descenso del IPC después de los altos índices de diciembre, enero, y febrero.

Los técnicos de los entes reguladores ya hicieron su tarea de confección de los cuadros tarifarios considerando toda la cadena del suministro. Pero resta la decisión política y económica de su oportunidad.

Habrá nuevos precios del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) y nuevos valores para el Transporte y la Distribución del gas.

En el caso del PIST, se inicia el período de nuevos precios (en dólares) correspondiente al invierno, que va desde mayo hasta setiembre. Pasará de U$S 2,94 por millón de BTU que rigió para el verano -octubre hasta abril- a U$S 4,50 el MBTU.

Se aplicará pleno (sin subsidio) para los usuarios residenciales N1 (de altos ingresos). Pero los precios para los usuarios N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios) serán menores por efecto del subsidio. También será pleno el costo del gas para la MIPYMES y, desde ya, para el resto de los comercios e industrias.

Una novedad en este esquema lo constituye la actualización mensual en las facturas del precio del gas PIST, en base a la variación del dólar contra el peso, según cotización del BNA.

La estructura tarifaria del servicio se completa con los valores por el Transporte y por la Distribución del gas, además de la carga de impuestos nacionales, provinciales y municipales.

En el caso del Transporte, no se trata de un sólo valor sino de varios, según la distancia entre los puntos de carga y de destino del gas. También según las subzonas (regiones) y tipo y categoría de usuario.

Para el caso de la Distribución, se notará un fuerte cambio a la suba en el componente Costo Fijo, que será el único ingreso para estas compañías. Energía actualizó 500 % esta tarifa por la Distribución en abril, considerándola con fuerte retraso en relación a la variación del IPIM desde la última RTI.

La factura del servicio se integra también con el Costo Variable. Y todo en valores según las categorías de usuarios, y el tipo de suministro (demanda prioritaria Ininterrumplible -por caso la residencial-), (en Firme -según contrato con empresa usuaria), o Interrumpible.

Las tarifas por Transporte y por Distribución también serán actualizadas mensualmente en base a la aplicación de una fórmula compuesta por la variación del índice salarial (IVS) , del IPIM (precios industriales mayoristas) , y del Costo de la Construcción (ICC).

Las proporciones de cada componente para Distribución son de 49%, 36,8 % y 14,2 por ciento respectivamente.

En el caso del Transporte esos índices tienen una incidencia diferente, del 47%, 27,2 % y 25,8 por ciento respectivamente, según dispuso la Secretaría de Energía.

En lo que respecta a las facturas del servicio, seguirán siendo pasibles de un subsidio cero (N1), o subsidios parciales (N2 y N3). Mientras, Energía continúa evaluando el costo de una Canasta Básica Energética (CBE) por regiones, para cubrir una parte de tal costo considerando el nivel de ingreso de los usuarios. Es de muy compleja definición más allá de las cuestiones técnicas, pero tiene por objetivo avanzar hacia una fuerte reducción de los subsidios, en particular para los usuarios N3.

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El Gobierno postergó la actualización del Impuesto a los Combustibles

El Poder Ejecutivo Nacional publicará un Decreto en el Boletín Oficial a través del cual se diferirá 30 días la fecha en la que tendrá efecto la actualización correspondiente al Impuesto a los Combustibles. La medida implica que no habrá incremento por dicho concepto en el mes de mayo, indicó el Ministerio de Economía.

Entonces, con esta decisión el Gobierno postergó la actualización correspondiente al cuarto trimestre de 2023 de los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono que se aplica sobre los precios de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, al 1° de junio de 2024.

Economía sostiene que la medida “garantiza previsibilidad al sector”.

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Fundación YPF: Aula móvil de Energías Renovables

Fundación YPF lanzó el ciclo 2024 del aula móvil de Energías Renovables que va a recorrer distintas localidades del país a lo largo del año.

El aula móvil es un espacio lúdico educativo que busca concientizar sobre la importancia de avanzar en la transición energética hacia las energías renovables y contribuir a lograr una matriz energética más limpia y sostenible.

Fundación YPF ofrece en este espacio una propuesta educativa gratuita para todo público, con un muro interactivo de contenidos sobre la transición energética, tablets de realidad aumentada con la información de energías renovables y videojuegos sobre energías.

En el año 2023, el aula móvil recorrió 21 localidades del país y participaron más de 16.000 personas en las actividades educativas de este programa que se implementa desde el año 2017.

Sumadas a estas actividades, Fundación YPF realiza a través del aula móvil una actividad de formación docente en Transición Energética y Energías Renovables, para profesores de escuelas técnicas o institutos superiores vinculados a la energía.

En tercer lugar, se dictan talleres de formación para estudiantes y docentes del último año de escuelas técnicas que incluyen prácticas de armado y reconocimiento de componentes de equipos de energía fotovoltaica, solar térmica y un generador eólico de baja potencia.

Calendario del recorrido del aula móvil

Tierra del Fuego Río Grande 7 al 9 de mayo

Santa Cruz Caleta Olivia 16 al 18 de mayo

Rio Negro Sierra Grande 21 al 23 de mayo

Río Negro San Antonio 24 de mayo

Neuquén Cutral Co 4 al 8 de junio

Neuquén Añelo 11 al 12 de junio

Neuquén Neuquén capital 13, 14 y 15 de junio

Neuquén RDLS 26 al 29 de junio

Río Negro Cordero 2 y 3 de julio

Buenos Aires Ensenada / Berisso 6 al 9 de agosto

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Fundación Pampa Energía lanzó su programa de becas a estudiantes

La Fundación Pampa inició su Programa de Acompañamiento a las Trayectorias Educativas 2024, que incluye un apoyo económico, seguimiento con tutores y diversas acciones formativas para acercar a los estudiantes al mundo profesional. Está destinado a jóvenes de diferentes localidades de las provincias de Neuquén, Salta, Mendoza, Santa Fe y Buenos Aires, de escuelas técnicas o carreras profesionales afines al sector energético.

Acompañará a más de 1.100 estudiantes secundarios y universitarios de las localidades donde la compañía realiza sus operaciones.

El director de la Fundación Pampa, Pablo Díaz, dijo que: “En los últimos años otorgamos y renovamos más de 11.000 becas. Saber que acompañamos a miles de jóvenes en sus estudios y desarrollo profesional, nos provoca siempre una inmensa alegría”. Y agregó: “La educación es la herramienta más poderosa para el crecimiento de las comunidades porque brinda oportunidades y permite transformar realidades”.

En este sentido, Edith Castellón, una de las becarias que egresó el año pasado, cuenta que: “Si tuviera que describir al programa de becas en una oración sería que formamos una familia. La Fundación nos asigna una tutora y compartimos instancias donde vemos como los compañeros van haciendo su trayectoria y creciendo. Se van formando lazos que son los que trascienden”.

Esta iniciativa forma parte de un plan integral de educación y empleabilidad que se propone acompañar a jóvenes en situación de vulnerabilidad y fortalecer las instituciones educativas. Desde 2017 la Fundación implementa programas de formación en temas de gestión, eficiencia energética, energías renovables y ciencias, entre otros, que alcanzaron a más de 14.000 directivos y docentes.

Además, a partir de la realización de prácticas formativas junto a colaboradores y voluntarios de la compañía, se facilita el acercamiento de los estudiantes al mundo laboral, con el objetivo de brindar herramientas y oportunidades de desarrollo profesional.

Actualmente el 93 % de los egresados universitarios se encuentra trabajando, 106 tuvieron experiencias laborales dentro de Pampa y otras empresas del grupo y más de 2.100 estudiantes realizaron prácticas profesionalizantes.

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Naturgy: Consumo responsable y seguro del gas

Con la llegada de los primeros fríos, todos podemos lograr un consumo responsable y seguro del gas natural en nuestros hogares.

El gas natural es un recurso natural no renovable que desempeña un papel fundamental en la vida diaria de las personas y en la economía de un país.

Es por ello que dada la llegada de los primeros fríos y en el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy ha establecido una serie de recomendaciones con el objetivo de promover el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural.

En primer lugar, es fundamental fomentar el uso responsable del gas natural. Esto implica que todos tomemos conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo. Para ello, es importante realizar un uso racional del gas en los hogares, empresas e industrias, evitando dejar los aparatos encendidos innecesariamente y realizando un mantenimiento adecuado de los equipos para evitar fugas.

Además, en nuestro portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua.

Por esto, Naturgy invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de nuestra energía:

Para Calefacción

Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente y a una temperatura razonable (18° C aprox.). Las estufas y los radiadores no deben ser tapados ni con cortinas ni con muebles. De esta manera se evitan accidentes y se mejora el aprovechamiento calórico.

Utilizar el termostato para regular la temperatura adecuada en los ambientes. No abra la ventana para bajar la temperatura.

Reducir las filtraciones de aire en puertas y ventanas usando burletes y simultáneamente controlar que haya una ventilación correcta.

Usar ropa abrigada dentro de la casa.

Para Cocción

Nunca usar las hornallas y/o el horno para calefaccionar los ambientes.

Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).

Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.

Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.

Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.

Para Agua Caliente

Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.

Si tiene calefón, regular la temperatura del agua con la perilla o botonera. Evite mezclar el agua caliente con el agua fría. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.

Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua.

Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.

Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.

El Piloto

Mantener el piloto encendido sólo cuando se usan los artefactos.

Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.

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.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

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YPF Luz y Cementos Avellaneda construirán un parque eólico en Olavarría

YPF Luz y Cementos Avellaneda anunciaron el inicio de la construcción del Parque Eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría, Provincia de Buenos Aires, a 10 kilómetros de la ciudad.

El parque tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW y estará emplazado dentro del predio de Cementos Avellaneda y en terrenos de terceros linderos a la planta, sobre una superficie de 450 hectáreas. Contará con 9 aerogeneradores de última generación, con tecnología Nordex Delta de 7MW de potencia por aerogenerador. El parque tendrá un factor de capacidad estimado de 47 por ciento.

Además, generará 260.487 MWh/año de energía renovable, que es equivalente a las necesidades energéticas de unos 72.000 hogares, evitando la emisión de más de 119.824 toneladas de CO2 al año. La puesta en marcha se prevé para el primer trimestre de 2026.

YPF Luz tendrá a su cargo la construcción del parque, con una inversión de U$S 80 millones. Con este nuevo proyecto suma 715 MW renovables (497 MW en operación y 218 MW en construcción), reafirmando su liderazgo en la provisión de energía renovable para las industrias, se indicó.

El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas. Por un lado, 4 aerogeneradores con un total de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía de los otros 5 aerogeneradores, de una capacidad instalada de 35 MW, se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Para Cementos Avellaneda, el desarrollo de este parque es parte de su compromiso con el cuidado del medio ambiente y de su estrategia para reducir la huella de carbono impulsando la transición energética. Tiene como objetivo el autoabastecimiento de aproximadamente 47 % de la demanda eléctrica de su planta en Olavarría, a partir de la generación de energías renovables por un plazo de hasta 25 años.

Además, se logrará el aprovechamiento e integración de sitios que actualmente se encuentran en proceso de rehabilitación, luego del desarrollo de actividades mineras.

“La concreción de este proyecto y el inicio de la construcción del parque eólico representan para nosotros el cumplimiento de un nuevo hito en nuestra agenda de sostenibilidad. Significa un gran avance para conseguir la descarbonización de nuestro proceso productivo, a la vez que refuerza la confianza y el compromiso de nuestros accionistas con nuestro país. Este proyecto hubiese sido imposible sin el aporte profesional y humano de todo el equipo de YPF Luz y Cementos Avellaneda”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó que “Este parque es el resultado de un sueño conjunto, que pudo concretarse a partir de una colaboración estrecha y productiva con nuestro cliente. Nos enorgullece ser el socio elegido por Cementos Avellaneda para concretar este hito tan importante en la historia de la sustentabilidad de la compañía”.

“Con este nuevo proyecto iniciamos una nueva década de crecimiento y reafirmamos nuestro compromiso con la transición energética, en línea con nuestro propósito de impulsar desde Argentina la evolución de la energía para el bienestar de las personas”, agregó Mandarano.

Características del Parque Eólico Cementos Avellaneda

Generará 63MW de potencia de fuente renovable:
o Energía equivalente a más 72.000 hogares.
o Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.

9 aerogeneradores

Superficie: 450 hectáreas

Factor de capacidad: 47.2%

Energía Generada: 260.487 MWh/año

Inversión: más de U$S 80 millones

Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra
Características de los Aerogeneradores

Tecnología: Nordex Delta

Capacidad instalada: 7MW cada uno

Alto de torre: 119 metros

Largo de palas: 81 metros

Altura total: 200 metros

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MetroGAS renovó Directorio y Tomás Córdoba continuará como presidente

La Asamblea General Ordinaria de Accionistas de MatroGAS S.A. designó las autoridades para el corriente ejercicio y el Directorio de la Sociedad decidió mantener a Tomás Córdoba como presidente de la empresa, quien además ejerce el cargo de director general.

Como vicepresidenta de la compañía, se aprobó la continuidad de Paola Garbi.

El Directorio de la Sociedad quedó conformado de la siguiente manera: Presidente, Tomás Córdoba; vicepresidenta, Paola Garbi; directores y directoras titulares: Florencia Tiscornia, Carla Forciniti, Valeria Soifer, Marco Bramer, Santiago Fidalgo, Javier Arana, Patricio Da Re, Carlos Bastos y Nicolas Eliaschev.

Directores y directoras suplentes: Gustavo Di Luzio, Nicolás Mesa, Pablo Ernesto Anderson, Silvina Larrecharte, Carlos Alberto San Juan, María Sol Podestá, Fernando Gómez Zanou y Laura Cecchini.

Tomás Córdoba es abogado por la Universidad de Buenos Aires (UBA), experto en finanzas, se perfeccionó en el IAE Business School de la Universidad Austral y en la Universidad Torcuato Di Tella.

Ingresó a MetroGAS como director de Administración y Finanzas (CFO) en noviembre de 2020, y lideró diversos procesos de refinanciación tendientes a mejorar el perfil financiero de la empresa.

En septiembre de 2022 fue nombrado director general (CEO) y en diciembre de 2023 fue designado presidente hasta la celebración de esta última Asamblea. Con anterioridad se había desempeñado en posiciones directivas y gerenciales en compañías de energía de la
Argentina y previamente como asociado del estudio Marval, O’Farrel & Mairal.

El resultado de la reunión fue informado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Acerca de MetroGAS

Constituída en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de clientes que posee (2.250.000 aproximadamente) es la tercera distribuidora del continente sudamericano.

Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.

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La capacidad global de la eólica marina supera los 67 GW

El Foro Mundial de la Energía Eólica Marina (WFO, por sus siglas en inglés), en su último informe publicó que la energía eólica marina sumó 9.8GW en 2023 lo que elevó la capacidad operativa total a 67.4 GW.

CHINA LIDERA CON 31.5 GW

Según el informe, China continúa siendo el líder indiscutible en el sector de la energía eólica marina. Con 31.5 GW de capacidad instalada, el país asiático representa casi el 47% de la capacidad global. Este dominio refleja la inversión masiva y el compromiso de China con la energía renovable como parte de su estrategia de desarrollo sostenible.

CRECE EN EUROPA

El organismo también enfatizó en el reporte que Europa ha demostrado un crecimiento significativo en el sector de la energía eólica marina. Francia, en particular, duplicó su capacidad a 978 MW con el exitoso proyecto Saint-Brieuc. Además, Noruega inauguró Hywind Tampen, el parque eólico marino flotante más grande del mundo, con una capacidad de 88 MW. Estos desarrollos subrayan el compromiso de Europa con la expansión de la energía eólica marina.

PERSPECTIVAS
A pesar del crecimiento y los avances, el informe demostró que el 2023 también presentó desafíos significativos para la industria. Aumentos de costos, problemas en la cadena de suministro y retrasos en proyectos fueron algunas de las dificultades enfrentadas.

Según el informe, se espera que en 2024 se adjudiquen más de 70 GW de capacidad de arrendamiento, lo que supone un aumento del 67% respecto a 2023. Esta capacidad procederá de una combinación de mercados tradicionales y nuevos, como Australia (al menos 9,2 GW), India (4,6 GW) y Portugal (3,5 GW). También se prevé que Estados Unidos adjudique al menos 16,8 GW de capacidad, de los cuales casi 2,7 GW procederán de instalaciones eólicas flotantes situadas frente a la costa de Oregón.

Las grandes compañías han sido pieza fundamental en la suma para alcanzar estos hitos. La empresa Siemens Gamesa lideró en contratos de turbinas con el 33% del total, seguido por Vestas y Ming Yang. Además, el avance de turbinas de mayor capacidad, como las de 16 MW instaladas en China, muestra la evolución tecnológica y la capacidad de adaptación del sector.
 

En el segundo semestre de 2023, el sector de la energía eólica marina experimentó cambios estructurales.

El informe resaltó el crecimiento global de la energía eólica marina, que se aceleró ligeramente en 2023 en comparación con 2022, con Asia y Europa liderando las nuevas adiciones de capacidad. Este crecimiento refleja la creciente aceptación y adopción de la energía eólica marina a nivel mundial.

Además, respecto a los principales mercados, China sigue siendo el principal mercado con 5 GW de nueva capacidad en 2023. Los Países Bajos completaron dos importantes parques eólicos marinos y las turbinas eólicas marinas flotantes tuvieron éxito en Noruega, China y España, mostrando la diversidad y adaptabilidad del mercado global

BOOM DE CONSTRUCCION

Los datos también reflejan que la construcción de energía eólica marina en China se disparó con 6.3 GW en construcción. El Reino Unido, Taiwán y Corea del Sur también tienen proyectos destacados en marcha, reflejando una inversión global en infraestructura eólica marina.

A pesar de los desafíos enfrentados en 2023, la energía eólica marina continúa creciendo y evolucionando como una fuente vital de energía renovable a nivel global. Con nuevos mercados emergentes, avances tecnológicos y un compromiso renovado, la energía eólica marina está en camino de desempeñar un papel crucial en la transición hacia un futuro más sostenible.

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Economía propuso pagar con bonos U$S 600 MM a productoras de gas y generadoras eléctricas

El ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó (el jueves 25/4) un encuentro en el Palacio de Hacienda con directivos de las empresas productoras de gas y de las generadoras de energía eléctrica a quienes presentó una propuesta para saldar parte de la deuda estatal por transacciones impagas de la CAMMESA correspondientes a diciembre y enero últimos, por alrededor de 600 millones de dólares de valor nominal.

Un comunicado de Economía describió que “el ministro recordó que el gobierno del Presidente Javier Milei se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de CAMMESA de octubre y noviembre 2023, correspondientes en su totalidad a la administración de Alberto Fernández”.

“Dado el esfuerzo presupuestario ya realizado para cancelar múltiples deudas del gobierno anterior, se presentó hoy una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal”, se informó.

Además, se les comunicó que “a partir de febrero, los flujos están siendo normalizados”.

“Mediante la resolución de las deudas generadas por la política energética de la administración previa y la normalización del flujo, el Gobierno Nacional confía en que el sector pueda enfocarse, con estabilidad y previsibilidad, en mejorar el servicio para los usuarios”, señaló el Ministerio, sin dar más detalles de la propuesta realizada a los empresarios.

La deuda total por las transacciones del primer trimestre ronda los 1.200 millones de dólares.

También participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía, Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan American Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

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ADEERA informó sobre la menor demanda eléctrica de marzo. Bajó 14,8 % i.a.

El consumo de energía eléctrica en marzo a nivel nacional tuvo una baja de 14,81 % respecto al mismo mes del 2023, indicó el informe mensual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

La entidad empresaria sostuvo que tal descenso de demanda “puede explicarse (parcialmente) en base a la incidencia del (menor) consumo de energía a nivel residencial, con la temperatura como factor preponderante”.

El mes de marzo último “fue menos caluroso comparado con el mismo mes del año anterior. La temperatura media de GBA, donde se concentra el 34.38 % de la demanda, fue de 23,3°C, lo que implica 3,8° menos que la registrada el año anterior” en esa zona geográfica.

Asimismo, según estimaciones realizadas por las Distribuidoras, corregida la demanda por temperatura, la reducción se ubica en un 4 % en el GBA.

El informe no alude a otros factores que incidieron en la fuerte baja de la demanda.

Si señala que “las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante marzo fueron Santa Cruz, con 20,61 %; Formosa, con 9 %; y Mendoza con una suba de 6,87 por ciento. Los menores niveles de crecimiento se registraron en Entre Ríos, Santa Fe y CABA-GBA”.

El reporte completo se puede consultar en la sección de Informes técnicos de la web 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 el país.

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Enarsa-Petrobras: Memorandum de Entendimiento

Energía Argentina y Petrobras suscribieron en Río de Janeiro un Memorandum de Entendimiento (MOU) por un plazo de tres años, con diferentes propósitos.

El referido MOU le permitirá a ENARSA solucionar el abastecimiento de gas del NOA mientras se finalizan las obras recientemente licitadas de reversión del Gasoducto Norte, y
a su vez posibilitará el intercambio de información, identificación y estudio de viabilidad de las diferentes alternativas, acciones y mecanismos de mediano y largo plazo para cooperación y complementariedad energética entre ambas compañías, se indicó.

En ocasión de la firma, el Presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, recalcó la importancia que reviste este acuerdo en la coyuntura que enfrenta el
abastecimiento de gas en la región NOA durante la transición que posibilite el abasto desde los yacimientos de Vaca Muerta. Desde Petrobras se destacó “el valor estratégico que significa la integración regional y de países hermanos”.

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Offshore: Arranca en mayo la perforación del Pozo Argerich (CAN-100)

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.

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ADIGAS describió que las distribuidoras invertirán $ 74.110 millones hasta fin de año

Las compañías distribuidoras domiciliarias de gas natural por redes presentaron sus respectivos planes de inversión para los ocho meses que restan de 2024 en el mantenimiento y mejora del servicio, requisito planteado por resolución de la Secretaría de Energía y el Enargas al momento de aprobar nuevos cuadros tarifarios para el sector. Entre todas suman 74.110 millones de pesos.

Nucleadas en la asociación ADIGAS las empresas señalaron que “las inversiones, que permitirán mejorar la infraestructura de la red gasífera, en materia de confiabilidad y la seguridad, se podrán materializar como consecuencia de la reciente actualización tarifaria”.

Un comunicado de la entidad empresaria destacó que “las obras, posibles gracias a la actualización tarifaria puesta en vigencia el pasado día 3 de abril, constituyen una muy significativa inyección de recursos destinada a mejorar la infraestructura gasífera, priorizando la seguridad de la red, su confiabilidad y la calidad de servicio”.

Y destacó que “de esta manera, el aumento tarifario tiene su correlato en la recuperación de las inversiones, sustancialmente disminuidos durante los años de congelamiento tarifario”.

Las inversiones varían según la dimensión, la cantidad de instalaciones y de clientes de cada Compañía, se explicó, detallando que Metrogas destinará $ 19.590 millones; Grupo Naturgy (BAN y Gasnor): $ 18.950 millones; Grupo Camuzzi (Gas Pampeana y Gas del Sur): $ 17.930 millones, Grupo Ecogas (Distribuidoras del Centro y Cuyana): $ 11.540 millones; Litoral Gas: $ 4.930 millones; y Gasnea: $ 1.170 millones.

Al respecto, se describió que “entre las principales obras planificadas destacan la renovación de ramales y gasoductos, la renovación de redes y servicios, el mantenimiento de los niveles óptimos de protección catódica de las cañerías, la innovación tecnológica destinada a mejorar la atención a los clientes y la adquisición de medidores para la incorporación de nuevos usuarios del servicio público”.

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YLB perdió US$ 61 millones por mala gestión

El gobierno de Bolivia presentó hace unos días una denuncia penal contra diez exfuncionarios de la estatal Yacimientos de Litio Bolivianos (YLB) y una empresa, por un contrato para la construcción de 18 piscinas industriales que están “inoperables” y que causó un daño económico de 61 millones de dólares.

Las maniobras fueron realizadas durante la administración del ex presidente Evo Morales quien ahora demandará penalmente a los ex funcionarios que ejercían cargos durante su gestión.

La acción legal señala que los acusados incurrieron en delitos de contratos lesivos al Estado, incumplimiento de deberes, conducta antieconómica e incumplimiento de contrato, en el periodo 2013-2017, cuando YLB era aún la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos.

Morales dijo que el Gobierno de Arce, que también es de su partido Movimiento al Socialismo (MAS), apostó por la tecnología EDL para sustituir las piscinas evaporíticas que se impulsaron en su gestión, pero que al menos dos de esos convenios “se han caído”, sin mencionar cuáles.

En 2023, Bolivia firmó acuerdos para la aplicación de la tecnología de extracción directa de litio (EDL) con las compañías chinas CATL BRUNP & MOC (CBC) y Citic Guoan además de la rusa Uranium One Group, para el diseño y construcción de plantas de carbonato de litio, ademas suscribió otro con la india Altimin para desarrollar tecnología en la fabricación de baterías de ion litio.
Ya pasaron cuatro años y medio, recién se da cuenta que las piscinas estaban mal hechas, abandonadas, no pues”, recriminó Morales.

También cuestionó que si el estado de las piscinas era tal como se dice, el Gobierno de Arce “debía mostrar” esa situación en su primer año de gestión y no ahora.
Como no hay nada (resultados en los proyectos de EDL) están retornando a las piscinas”, sostuvo

El Gobierno de Bolivia lanzó en enero una segunda convocatoria internacional para el aprovechamiento de los recursos evaporíticos, litio y otros minerales, en siete de sus salares y para captar proyectos mediante la tecnología EDL.
El mes pasado, se informó que 38 empresas de Europa, China, Rusia y Argentina, además de varias alianzas multinacionales presentaron sus postulaciones para invertir en la industria del litio.

Los sitios para el desarrollo de estos proyectos son los salares de Uyuni (el más grande del mundo con 12.000 kilómetros cuadrados de superficie), Coipasa, Pastos Grandes, Cañapa, Capina, Chiguana y Empexa, situados en los departamentos occidentales de Potosí y Oruro.

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Informe CEA: la industria eólica global instaló 117 GW de capacidad en 2023

A pesar de un entorno político y macroeconómico turbulento a nivel mundial, la industria eólica está entrando en una nueva era de crecimiento impulsado por una mayor ambición política, manifestada en la histórica adopción en la COP28 del objetivo de triplicar las energías renovables para 2030.

El informe de GWEC presentado esta semana, destaca el creciente auge de la energía eólica en todo el mundo. En 2023, se instalaron 117 GW (106 GW correspondientes a eólica terrestre y 10.8 GW de eólica marina), lo que supone un incremento del 50 % respecto a 2022.

Globalmente, la capacidad acumulada de energía eólica superó por primera vez la marca de 1 TW, llegando a 1.021 GW después de un aumento del 13 % durante el año. Los cinco principales mercados impulsando este crecimiento fueron China, Estados Unidos, Brasil, Alemania e India.

China, en particular, estableció un récord impresionante con 75 GW de nuevas instalaciones, representando casi el 65 % del total mundial. El crecimiento en China contribuyó a un año sin precedentes para la región de Asia-Pacífico, que vio un aumento anual del 106 %. América Latina también registró un crecimiento récord, con un aumento del 21 %, liderado por Brasil, que instaló 4.8 GW y se posicionó como el tercer mayor mercado a nivel global.

Además, la región de África y Oriente Medio experimentó un crecimiento significativo en sus instalaciones eólicas, aumentando 182 % respecto a 2022.

Además, GWEC ha aumentado su pronóstico de crecimiento para el período 2024-2030 a 1.210 GW, 10% más que las estimaciones anteriores. Este ajuste responde a la implementación de políticas industriales nacionales en las principales economías, el impulso creciente de la energía eólica marina y el prometedor desarrollo en mercados emergentes y economías en desarrollo.

A pesar de los logros recientes, la industria eólica necesita triplicar aproximadamente su tasa de crecimiento anual, pasando de los 117 GW instalados en 2023 a al menos 320 GW anuales en 2030 para alcanzar los objetivos establecidos en la COP28 y mantener el calentamiento global por debajo de 1.5 grados Celsius.

El Global Wind Report proporciona una hoja de ruta para lograr estos objetivos. GWEC insta a políticos, inversores y comunidades a colaborar en aspectos clave como la inversión, las cadenas de suministro, la infraestructura del sistema y el consenso público para crear las condiciones necesarias que permitan un crecimiento exponencial de la energía eólica de cara al 2030 y más allá.

Ben Backwell, CEO de GWEC, expresó su optimismo y orgullo por el reciente crecimiento récord del sector, pero enfatizó que queda mucho por hacer para que políticos, la industria y otras partes interesadas impulsen un crecimiento tres veces mayor que el actual, necesario para alcanzar la neutralidad de carbono.

Aunque el crecimiento ha sido significativo, se concentra principalmente en unos pocos países como China, EE.UU., Brasil y Alemania. Es crucial que más países eliminen las barreras regulatorias y mejoren los marcos de mercado para incrementar la capacidad eólica”, señaló Backwell.

Además, destacó la importancia de superar los desafíos actuales como los obstáculos en la planificación, las largas esperas en las conexiones a red y las subastas mal diseñadas. La industria eólica, como tecnología clave para la transición energética, necesita que los legisladores se centren en abordar estos retos para permitir un desarrollo y ejecución de proyectos más rápidos y eficientes.

Backwell concluyó enfatizando la necesidad de una mayor colaboración internacional para promover un entorno empresarial favorable y cadenas de suministro eficientes que aceleren el crecimiento de la energía eólica y renovable en línea con los objetivos climáticos globales.

Desde la CEA, el Gerente General de la Cámara, Héctor Ruiz Moreno, destacó “En 2023, más del 74 % de la generación producida a partir del viento, provino de los distintos Parques Eólicos que pertenecen a los socios de la CEA”. También agregó, “Esperamos que la matriz renovable siga creciendo a nivel mundial y en nuestro país. Para ello, es primordial que la promoción de energías renovables sea una política pública en las próximas décadas”.

“Es importante contar con una articulación entre el sector público y privado que permita incentivar las inversiones y la participación de energías limpias en la matriz energética”, añadió.

Acerca de CEA

La CEA es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector renovable. A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía renovable.

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MEGSA-CAMMESA: Ofertaron para mayo 24,5 MMm3/día con PPP de U$S 3,39 y de U$S 4,33

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó dos subastas solicitadas por CAMMESA para la provisión de gas natural con destino a las usinas generadoras de electricidad.

La primera de ellas para el abastecimiento interrumpible de gas natural para mayo 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general. Se recibieron 22 ofertas de empresas productoras por un volumen total de 7 millones de metros cúbicos día.

Los precios promedio ponderados fueron de U$S 3,11 el Millón de BTU PIST (punto de ingreso al sistema de transporte), y de U$S 3,39 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires (con precios que oscilaron entre 2,96 y 3,67 dólares el MBTU).

De tales ofertas, 6 fueron de productores de Neuquén, 4 de Tierra del Fuego, 4 de la cuenca NorOeste, 5 de Chubut, y 3 de Santa Cruz.

El segundo concurso de precios 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.

En esta subasta se recibieron 11 ofertas por un volumen total de 17,5 millones de metros cúbicos día, a un precio promedio ponderado de U$S 4,33 el MBTU (en el GBA). Los precios oscilaron desde U$S 3,98 hasta U$S 4,50 el MBTU.

De éstas ofertas, 6 llegaron desde Neuquén, 3 de productores en Tierra del Fuego, 1 desde Santa Cruz, y 1 desde Chubut.

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Despidos sin causa en la EBY

Aunque no hay información oficial sobre el tema trascendió que en las últimas semanas se produjeron decenas de despidos en diversas áreas de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), que tiene por cuasi flamante Director Ejecutivo por la Argentina a Alfonso Peña, designado por el gobierno de Javier Milei en febrero último a través del decreto 180/2024, con la firma de Luis Caputo.

Allegado al presidente del PRO, Mauricio Macri, Peña encaró un recorte de personal que se desempeña en Misiones, Corrientes y en la Ciudad de Buenos Aires, en un número que rondaría 100 casos, publicó el diario El Litoral de Corrientes.

La Asociación de Personal Argentino en Yacyretá, reclama que se reviertan los despidos a los que consideran arbitrarios y carentes de motivación funcional.

La nota periodística consigna que este recorte de personal “representa aproximadamente un 15 % del total del plantel de 650 empleados en la margen argentina”.

Los telegramas de despido llegaron a empleados en la capital, en la ciudad correntina de Ituzaingó y, a quienes se desempeñaban en la Posadas, Misiones; según informó el diario.
Las desvinculaciones son de personal de planta permanente, incorporados durante las últimas tres gestiones, se indicó.

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La demanda de electricidad cayó 14,6 % i.a. en marzo y 4,1 % en el trimestre

La demanda de energía eléctrica del mes de marzo registró una baja interanual de -14,6 por ciento al totalizar 11.948,9 GWh a nivel nacional, en comparación con los 13.996,3 GWh alcanzados en el mismo mes del año 2023, que continúa siendo el de mayor consumo de la historia, seguido de enero de 2023 con 13.592,5 GWh y enero de 2024 con 13.086,9 GWh, describió la Fundación Fundelec.

En su informe periódico, se indicó además que las distribuidoras que operan en Capital Federal y GBA tuvieron una importante caída i.a. de -26,1 %. En todo el país descendieron en marzo los consumos residenciales, comerciales e industriales y en el primer trimestre del año, el descenso promedio acumulado es de -4,1 por ciento.

El informe no señala los factores que podrían estar incidiendo en esta baja de la demanda en todas las categorías de usuarios, pero cabe mencionar que en este período se estan combinando importantes subas en los costos facturados de la energía, con un menor nivel de actividad en varios rubros de la industria el comercio.

LOS DATOS DE MARZO 2024

En marzo de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 11.948,9 GWh; mientras que el año anterior había sido de 13.993,6 GWh1, por lo cual la comparación interanual evidencia un descenso de -14,6 por ciento.

Asimismo, en marzo se anotó un decrecimiento intermensual del -7 % respecto de febrero de 2024, cuando alcanzó los 12.848,1 GWh.

Además, se registró una potencia máxima de 24.053 MW el 1 de marzo de este año a las 14:48, lejos del récord histórico de 29.653 MW registrado en febrero de 2023.

En cuanto a la demanda residencial de marzo, representó el 46 % del total país con una baja de -21,9 % respecto al mismo mes del año pasado.

En tanto, la demanda comercial descendió -9,3 %, siendo 28 % del consumo total, y la demanda industrial reflejó otro 26 %, con una caída en el mes del orden del -7,5 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido marzo de 2024): 9 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre de 2023, -9,7 %; enero de 2024, -3,7 %; y marzo de 2024, -14,6 %), y 3 meses de suba (septiembre de 2023, 6,3 %; octubre de 2023, 2,3 %; y febrero de 2024, 7,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una baja de -3,1 % en el consumo de electricidad.

Además, los registros anteriores muestran que el consumo de abril de 2023 llegó a los 10.042,9 GWh; mayo 10.815,3 GWh; junio 12.069,7 GWh; julio 12.471,8 GWh; agosto 11.756,02 GWh; septiembre 10.962,2 GWh; octubre 10.453,3 GWh; noviembre 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; enero de 2024, 13.086,9 GWh; febrero 12.848,05 GWh; y marzo de 2024 alcanzó los 11.948,9 GWh.

CONSUMO A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en marzo fueron 20 las provincias y/o empresas que marcaron descensos: EDEN (-25 %), EDELAP (-24 %), Santa Fe (-20 %), La Pampa y Entre Ríos(-16 %), Tucumán (-11 %), Córdoba y EDES (-9 %), EDEA (-8 %), Corrientes (-7 %), Neuquén (-6 %), Santiago del Estero y La Rioja (-5 %), Misiones y San Luis (-4 %), Catamarca (-3 %), Río Negro y Mendoza (-2 %), entre otros.

Por su parte, 7 provincias presentaron un ascenso en el consumo: Chubut (12 %), Formosa (9 %), Chaco (3 %), Jujuy y Santa Cruz (3 %), San Juan y Salta (2 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de electricidad en Capital y GBA, que demandaron 29 % del consumo total país, anotaron un descenso conjunto de -26,1 %, y los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -27,2 %, mientras que en al área a cargo de EDESUR la demanda descendió -24,7 %. En el resto del país la demanda cayó en promedio -8,4 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de marzo de 2024 fue menos caluroso en comparación con marzo de 2023. La temperatura media fue de 23.3 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 27.1 °C, y la histórica es de 21.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En marzo, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.445 GWh contra 3.314 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa del -26 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.874 MW, donde el 58 % corresponde a fuentes de origen térmico y 38 % de origen renovable.

El despacho de energía térmica descendió, por lo que el consumo de combustible para generar terminó siendo menor si se compara mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos en usinas se produjo una baja, incluído el gas natural.

Así, en marzo siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 53,18 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para satisfacer el 18,87 % de la energía demandada, las nucleares proveyeron el 8,46 % y las generadoras de fuentes alternativas (eólica y solar) el 15,10 por ciento del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 4,39 % de la demanda total cubierta.

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¿Por qué siguen aumentando los precios?

Esta es la pregunta que todos nos hacemos. Siguiendo la teoría económica básica, una caída de la demanda impulsaría (“ceteris paribus”), al menos, la detención del aumento de los precios. Cualquiera sea la causa que haya generado inflación, ésta se caracteriza por movimientos al alza pero “desordenados” de los precios. Los constantes movimientos de precios relativos son una característica común de cualquier proceso inflacionario.

Escribe Charles J. Massano *

Ahora bien, los observadores más experimentados dirán que ese desajuste en los precios relativos es lo que sigue generando aumentos de precios: al aumento de un costo sigue el intento de quien lo paga de ajustar el precio al que vende su producto. Esos movimientos incluyen a los salarios. Estos ajustes hacia arriba, se entiende, se van ralentizando a medida que se enfrentan a la “elasticidad precio” de la demanda, que es la reacción por la cual a un aumento de precios sigue una caída de la cantidad demandada de ese producto. A ello se suma el “efecto ingreso”: como los salarios suelen ser el precio que se ajusta con más lentitud, junto a algunos precios de servicios, como los que prestan trabajadores informales, los ingresos de las personas pierden poder de compra, y se reduce la demandada de bienes y servicios. Ambos movimientos colaboran con la baja de la inflación.

Pero la persistencia y magnitud del fenómeno, en el caso que nos ocupa, hacen pensar en alguna otra causa. Recuerdo que en 1990 elaboré una hipótesis sobre el fenómeno de la demanda de inventarios frente a expectativas de inflación. La idea es que las expectativas de inflación pueden llevar a retener inventarios, y esto genera un empuje adicional a los precios, por la restricción en la oferta1. Hemos palpado este fenómeno muchas veces en la historia de los procesos inflacionarios argentinos. Vale mencionar que el abaratamiento del crédito (como viene ocurriendo), puede potenciar este fenómeno.

Pero hay una cuestión adicional que quiero mencionar. Sucede que si una empresa ve aumentar sus costos y aumenta sus precios para “compensar” su pérdida de margen, en efecto, puede que vea caer sus ventas. Pero quizás no sus ingresos. Y puede que concluya que la demanda por su producto es suficientemente inelástica a su precio como para poder compensar la caída en cantidades vendidas con aumentos de precio. Si esa hipótesis, al menos en períodos cortos, se confirma, veremos que, para esos productos, los precios pueden seguir aumentando; y según se trate de un mercado que influye mucho en los demás, por ser un producto masivo o por ser parte de varias cadenas de valor, es posible que esos aumentos continúen empujando hacia arriba el proceso de acomodamiento de precios relativos. El límite vendrá dado por el efecto ingreso: la caída del ingreso real (consecuencia de la inflación y el eventual desempleo) forzará la reducción de consumo de bienes, desde los de mayor elasticidad precio hasta los de menor, y hasta que el proceso se detenga en base a una reducción de demanda generalizada. Ello marcaría el paso de una estanflación hacia una recesión: proceso de caída de ingresos, de empleo, de demanda, y al final, hasta de precios. Algo así pasó en 1998.

Los procesos descriptos pueden esquematizarse en el siguiente análisis estático: el movimiento esperado por la empresa que mencionamos era desde el punto de equilibrio α al β, cuando en realidad, el aumento de precios y la caída del ingreso real lo movieron a γ.

El riesgo es que este proceso termine rompiendo la cadena de pagos. Es el fenómeno que vivimos en 2002. Eso puede ocurrir porque algunas empresas pueden ver que los precios de sus insumos aumentan (incluyendo los servicios públicos) pero que los precios de sus productos enfrentan demandas más elásticas, con lo cual no pueden trasladar esos costos a sus precios. Si a ello le sumamos una eventual apertura de importaciones que afecte a esos rubros en particular, enfrentaríamos una eventual quiebra en empresas de ese sector, y al efecto que ello vaya a tener sobre la demanda agregada y el empleo, directa e indirectamente.

Preocupa también la actual política monetaria y el rumbo que parece adoptar.

Se está intentando detener el proceso de creación de dinero que se origina en los activos remunerados del BCRA. Ello se logra reduciendo la tasa de interés que el Central paga por esas inmovilizaciones de dinero. Ese proceso generó el achicamiento de plazos de esas inmovilizaciones, cuyo mayor volumen se inmoviliza por un día (“pases”). Ese proceso también empuja los precios de bienes al alza, ya que la reducción en la tasa real de interés aumenta la demanda de bienes frente a la expectativa de aumento de precios aún vigente (lo mismo que sucede con los inventarios).

Sin embargo, la ralentización del proceso de creación de dinero y la inflación terminan licuando el valor total de los saldos en dinero, y por lo tanto, reduce la cantidad efectiva de dinero que hay en la economía. Menos plata disponible para gastar es menos demanda de bienes y servicios.

Una eventual liquidación de inventarios (porque endeudarse es siempre caro si la expectativa de ventas es a la baja) no expandirá la cantidad de dinero disponible. A los sumo ayuda a detener la inflación y así evitar que el valor de la cantidad de dinero se siga achicando. Pero no evita la recesión. El único de esos inventarios que puede funcionar como moneda son las tenencias de divisas de las personas y las empresas, cuyos mayores montos están fuera del sistema financiero. Yo lo llamo “solución mercantilista”2. En 2002 esas tenencias no ingresaron en la economía para compensar la reducción del valor de los activos monetarios locales. Hasta se vieron eventos de trueque entre personas, frente a la ausencia de ingresos y saldos suficientes en moneda. ¿Que podría hacer que esta vez sí ocurra ese fenómeno y esas tenencias de divisas ingresen a la economía?

En 2002 los depósitos habían sido prácticamente congelados y se afectó gravemente el valor de los que estaban denominados en divisas. Hoy eso no ha ocurrido y se habla de “bimonetariedad”; no habría necesidad de liquidar las divisas en un mercado cambiario regulado, y se podría hacerlo libremente o bien, siquiera cambiar por moneda local y saldar deudas o realizar pagos en dólares o euros o lo que sea que “el mercado” acepte como monedas. Estas serían la “novedades” capaces de lograr lo que en 2002 no ocurrió. Pero la verdad es que, si bien de manera irregular, en 2002 también se podía pagar en divisas sin pasar por el mercado regulado de cambios. Y de una u otra manera, eso ha venido ocurriendo hasta nuestros días, con mecanismos que involucran la compraventa de valores que cotizan en divisas (“Contado con Liquidación” y Mercado Electrónico de Pagos -MEP).

Además, para que se “liquiden” inventarios de divisas o se los ingrese a la economía local, se necesitaría que la confianza respecto a la intangibilidad de depósitos en divisas (no se puede pensar en que las transacciones sean mayormente en efectivo) se haga evidente; y, si bien lo ocurrido en 2001-2002 no se ha repetido, tampoco parece que ese nivel de confianza haya sido definitivamente recuperado. Y también sería necesario un “blanqueo” masivo y muy barato o gratuito de tenencias de divisas fuera del sistema financiero, y que se entienda que no será afectado por contingencias futuras como, por ejemplo, aumentos en la alícuota del impuesto a los bienes personales. Y si bien se ha propuesto un blanqueo, las condiciones que enumero no se están cumpliendo.

Por último: estoy convencido (y no soy el único, obvio), que sin una profunda reforma laboral, el esperado fenómeno de “crowding-in” que sería consecuencia de la reducción del déficit fiscal, no podrá verificarse. Pero esa reforma es apenas una condición necesaria, no suficiente.

No he pretendido dar un reporte exhaustivo de la situación macro. Apenas esbozar una respuesta a la pregunta del título y agregar mis impresiones acerca de que “el remedio puede ser peor que la enfermedad”, si no se lo administra correctamente ni se consideran sus efectos “secundarios”.

*) Charles Massano se desempeña como consultor independiente, especialista en regulación de servicios públicos y negocios con energía desde 1997, para organismos regulatorios y de gobierno, y para empresas y asociaciones empresarias de América Latina (México, Chile, Perú, Bolivia, Brasil, Colombia, Guatemala, Uruguay).
Antes fue Asesor de Gabinete en la Subsecretaría de Combustibles y luego Consultor de la Secretaría de Energía; en esa instancia, colaboró en las tareas del Comité de Privatización de Gas del Estado S.E.
Fue Gerente de Desempeño y Economía del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS desde su creación en Abril de 1993 y hasta Febrero de 1997, donde condujo el primer proceso de revisión quinquenal de tarifas del servicio de gas por redes.
Entre Abril de 1997 y Marzo de 1998 colaboró con la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.
Entre 1999 y 2001 fue asesor y luego Director del Ente Regulador de los Servicios Públicos de la Provincia de Salta.
Se desempeñó como asesor del Directorio de Camuzzi Argentina SA entre 2000 y 2002.
Entre Marzo de 2002 y Noviembre de 2014 asesoró a la Secretaría de Energía del Gobierno Argentino (SE); y en ese ámbito, fue líder designado por la SS de Combustibles de la SE para el proyecto de creación del Mercado Electrónico de Gas y la Réplica de los Despachos de gas natural por cañerías, y desde la SE colaboró con la Procuración del Tesoro de la Nación en arbitrajes internacionales.

CJ Massano:  Demanda de inventarios y expectativas de inflación: una hipótesis de comportamiento empresario”, en los Anales de la Asociación Argentina de Economía Política, 1990. El Mercantilismo era el sistema de organización económica que se impuso en los absolutismos europeos del S XVI. Proponía que lo que hoy llamamos Producto Bruto se incrementaba a partir del aumento efectivo de la disponibilidad de dinero, definido como un numerario con valor intrínseco, como eran (y son) el oro y la plata. https://es.wikipedia.org/wiki/Mercantilismo

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MEGSA-ENARSA: Resultado dispar en la venta de gas para mayo

El Mercado Electrónico del Gas realizó cuatro subastas solicitadas por ENARSA para ofrecer gas natural en Firme, con los siguientes resultados:

Gas de Neuquén para Distribuidoras bajo especificaciones de la Ronda 3 del Plan Gas.Ar. Período de abastecimiento mayo 2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 3.000.000 de metros cúbicos día – ADJUDICADO EN SU TOTALIDAD. A Precio PIST Resolución SE 41/2024 para cada Distribuidora.

Gas de Neuquén para Distribuidoras bajo especificaciones de la Ronda 2 del Plan Gas.Ar. Período de abastecimiento mayo 2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 3.360.000 metros cúbicos día- ADJUDICADO EN SU TOTALIDAD. A Precio PIST Resolución SE 41/2024 para cada Distribuidora.

Gas de Escobar (Regasificación GNL) para Distribuidoras. Período de abastecimiento: 22/04 al 14/05/2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 2.500.000 metros cúbicos día a U$S 12,90 el Millón de BTU. NO HUBO OFERTAS DE COMPRA – DESIERTA.

Gas de Escobar (Regasificación GNL) para Consumidores en general. Período de abastecimiento: 22/04 al 14/05/2024. Máximo volumen ofrecido en venta: 2.500.000 metros cúbicos día a U$D 12,90 el MMBTU – NO HUBO OFERTAS DE COMPRA – DESIERTA.

Es la segunda vez que resulta desierta la licitación para la compra de GNL, tanto para las Distribuidoras como para consumidores en general.

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Firmaron contratos para revertir 4 plantas compresoras del GN

Energía Argentina firmó los contratos con la empresa ESUCO para la reversión del sentido de flujo de cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte. Con la rúbrica de estos contratos se completa el último paso del proceso de licitación de las obras de Reversión de GN que estaba pendiente.

Las plantas compresoras a las que se les va a cambiar el sentido del flujo de gas son las ubicadas en Ferreyra y Deán Funes, en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero, y Lumbreras en Salta, instaladas sobre la traza del Gasoducto operado por TGN.

El acto de firma tuvo lugar en la sede de ENARSA y fue encabezado por su presidente, Juan Carlos Doncel Jones. Por Esuco participó su presidente, Ramiro Juez.

La Reversión del Gasoducto Norte se completa con la construcción del Gasoducto de
Integración Federal entre Tío Pujio y La Carlota de 122 kilómetros de extensión, además de un loop -tendido paralelo- al GN de 62 kilómetros, actualmente en ejecución.

Estas obras, cuya finalización está prevista para fines del invierno próximo, permitirá
llevar el gas de Vaca Muerta a hogares e industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja,
Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, y el desarrollo a escala de nuevas
actividades industriales, especialmente la minería de litio.

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IAE Mosconi: Análisis y advertencias sobre el proyecto de Ley Bases en el área Energía

Opinión

El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE) analizó el Proyecto de ley del Poder Ejecutivo Nacional de una nueva versión de la conocida como “Ley Ómnibus” circulada durante el mes de abril de 2024. La versión analizada no es la definitiva porque todavía carece de los Fundamentos que usualmente encabezan el Proyecto definitivo que el P.E. envía al Honorable Congreso.

Esta pieza es clave para comprensión de los objetivos que persigue el Proyecto y orientan el análisis y el debate por parte de quienes tienen que tratarlo, para aprobarlo, para modificarlo, o rechazarlo de forma fundada, sobre todo en el tratamiento en particular de cada artículo del Proyecto.

El proyecto analizado por el IAE se presenta en una nueva versión reducida de 279 artículos que representan poco más de un tercio de los 664 artículos del proyecto original, presentado el 27 de diciembre de 2023 que no obtuvo aprobación parlamentaria.

Aquel proyecto había tenido el 2 de febrero de 2024 aprobación de la mayoría de la Cámara con 144 votos en la votación en general; pero 4 días después el proyecto retornó a comisión por desacuerdos de los diputados en el tratamiento en particular, recordó la entidad que encabeza el ex Secretario de Energía, Jorge Lapeña.

EL PROYECTO Y LAS PARTES QUE LO COMPONEN

El proyecto ahora elaborado está dividido en tres grandes bloques temáticos:
1- El primero de ellos consta de 145 artículos dividido en 7 Títulos: Declaración de la Emergencia; Reforma del Estado que incluye: la Privatización de Empresas Publicas; Procedimiento Administrativo; Empleo Público; Contratos Vigentes y Acuerdos Transaccionales.

2- El segundo bloque temático se refiere a la energía, consta de 54 artículos divididos en 6 capítulos que incluyen las modificaciones a la ley de Hidrocarburos N° 17.319; la modificación a la ley 24.076 de Marco Regulatorio del Gas Natural; La modificación de la Ley 26.741; la unificación de los Entes Reguladores; la adecuación de la Ley 15.336 y 24.065 que en conjunto constituyen el Marco Regulatorio Eléctrico; y finalmente la legislación ambiental uniforme conforme a la Ley 27.007.

3- El tercer bloque temático incluye el Régimen de Incentivo para las grandes inversiones (RIGI) y consta de 70 artículos.

Análisis detallado y postura

PARTE 1
1) El Proyecto de Ley declara en el art.1 la “emergencia pública en materia administrativa económica, financiera y energética por el plazo de un año”.

2) El Poder Ejecutivo informará mensualmente y en forma detallada al Honorable Congreso acerca del ejercicio de las Facultades Delegadas y los resultados obtenidos.

Existe información y fundamentos para afirmar que el estado de situación del sector energético argentino al comenzar la actual gestión de gobierno desde el punto de vista técnico; económico; financiero y tarifario es sumamente compleja y de difícil resolución habida cuenta de la magnitud de los problemas diagnosticados.

El IAE Mosconi entiende que es procedente y razonable declarar la Emergencia del sector por un año. Ello significa focalizar todos los esfuerzos del Estado y del Gobierno para solucionar los problemas en forma perentoria y racional.

En este contexto de emergencia el Congreso Nacional debería ser muy estricto en el seguimiento del cumplimiento de este artículo. Y el Poder Ejecutivo respetuoso con la labor parlamentaria que es fundamental.

Es importante entonces que el Congreso sea informado mensualmente tal como se afirma en el artículo 1 sobre el ejercicio de las facultades delegadas y los resultados obtenidos; a tal efecto el Poder Ejecutivo debería nominar a un funcionario responsable.

Privatización de Empresas Públicas

El Capítulo II del Título 1 se refiere a la Privatización de Empresas Públicas. En este caso se han introducido dentro de la nómina de empresas a privatizar dos empresas energéticas: ENARSA y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA.SA).

En el primer caso se trata de una empresa estatal ampliamente deficitaria que -desde su creación en 2005- constituye un punto de direccionamiento de subsidios fiscales sin recuperación de los mismos por vía del cobro de tarifas justas y razonables.

En cuanto a la empresa NA.SA se trataría de una privatización parcial del paquete accionario conservando la mayoría estatal en el Directorio de la misma.

Al grupo de empresas energéticas a privatizar se suma Yacimientos Carboníferos Rio Turbio, una empresa que fue privatizada sin éxito en la década del 90, mediante una concesión fuertemente subvencionada que finalizó en 2004.

En este caso será necesario -antes de avanzar en este tema- proceder a revisar la factibilidad del proyecto de utilizar carbón para la generación eléctrica en Argentina en la actual etapa de Transición Energética mundial, la solvencia requerida de los futuros concesionarios y el diseño de la estructura contractual que debería evitar las actitudes oportunistas de las partes, a partir de revisión contractual permanente.

En opinión del IAE Mosconi las propuestas del PE serian aceptables –con los recaudos mencionados- siendo conveniente la información detallada de los procesos de privatización, que una vez dispuestos por el Poder Ejecutivo sean debidamente informados al Honorable Congreso.

Defensa de la Competencia

El Título VII del Proyecto de Ley está dedicado a la Defensa de la Competencia y básicamente consiste en derogar la legislación vigente en la materia: Ley 22.262 (1980); Ley 25.156 (1999) y ley 27.442 (2018), y reemplazar dichas normas por el articulado propuesto en el proyecto.

Teniendo en cuenta que los regímenes derogados por la norma propuesta no han solucionado los problemas crónicos de Argentina con la competencia desde 1980 en adelante -particularmente son visibles en el funcionamiento coordinado de algunos actores del sector energético- que permiten el ejercicio de posición dominante actuando en desmedro de los intereses de los consumidores con la complicidad de los gobiernos y del propio Estado.

Se estima conveniente dar curso a estas iniciativas; pero a su vez el Congreso debería encomendar al Poder Ejecutivo para que se aboque a la reglamentación para la aplicación de las leyes una vez que las mismas sea aprobadas, haciendo un seguimiento de la aplicación.

Las modificaciones de las leyes energéticas

El Título VIII de la Ley está dedicado a la Energía e incluye en su Capítulo I la Reforma de las Leyes 17.319, 26.741 y 24.076. Algunas de las modificaciones propuestas son relevantes y cambian los enfoques políticos históricos de nuestro país, que siempre tuvo como objetivo estratégico el logro del abastecimiento de combustibles con la utilización de los hidrocarburos producidos en el país.

Debe recordarse además que Argentina alcanzó la autosuficiencia energética –en la penúltima década del siglo pasado- por la utilización racional e intensiva del gas natural argentino descubierto por nuestra empresa YPF, en conjunto con los descubrimientos marinos de la empresa Total Austral en la Cuenca de Malvinas.

Las prescripciones y los instrumentos de la ley vigente son los que permitieron que Argentina haya alcanzado en 1988 el autoabastecimiento energético y mantenerlo por más de 30 años; lamentablemente hoy perdido, cuya recuperación debería constituir un objetivo prioritario de la Argentina en los próximos años.

. El proyecto del Poder Ejecutivo carece de un enfoque integral en el objetivo de lograr la autosuficiencia energética en base a la utilización de los combustibles producidos en Argentina: Petróleo y Gas Natural y su industrialización en el país en forma prioritaria para producir combustibles y productos petroquímicos de alto valor agregado.

El Proyecto del Poder Ejecutivo tiene un sesgo exportador de productos primarios –petróleo y gas natural – sin valor agregado y deja de lado el interés el Estado, contenido en la ley 17.319, en el suministro prioritario al Mercado Interno de combustibles.

Es muy importante poner de manifiesto que el PEN propone reformar algunas leyes del sector sin haber presentado un Plan Energético integral nacional. Propone avanzar hacia un sistema de libre comercio, interior y exterior, y confía en que esa libertad será el vector que movilizará la producción y la creación de valor agregado, que cubrirá las necesidades de hidrocarburos del país y que los hará accesibles para la población, el transporte, el comercio y la industria.

También apuesta a que el sector se convierta en una fuente importante de ingreso de divisas.

La experiencia indica que poco de esto ocurrirá de manera espontánea, ordenada y racional si no existe una Política Energética explicita; un Plan Nacional para implementarla; y un acuerdo entre la Nación y las Provincias para coordinar las acciones concurrentes para la implementación eficaz de lo normado en el art. 124 de la CN con criterios uniformes en todo el territorio nacional y en la Plataforma Económica Exclusiva.

Debe puntualizarse que “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos, que es uno de los principales objetivos que propone el PEN, tiene un significado muy amplio que debería ser explicitado previamente a la sanción de la ley, y en particular en el debate parlamentario.

Por ejemplo, debería significar que no queden hidrocarburos recuperables en el subsuelo antes de completar la transición energética, sin que hayan sido aprovechados para generar valor agregado y recursos para el bienestar de los argentinos.

Si bien quedará para el Estado y las Provincias la captura de la renta en forma de regalías, impuestos y dividendos de la empresa de mayoría estatal, existen ejemplos en otras partes del mundo en donde se han constituido fondos soberanos que pretenden prolongar el beneficio del producido por la explotación de hidrocarburos más allá del agotamiento del recurso, para usufructo de generaciones futuras.

El proyecto del PEN muestra que su objetivo es el de satisfacer las necesidades de combustibles del país, y ello significa cubrirlas indistintamente con producción nacional o con importaciones.

El IAE Mosconi advierte que no es lo mismo que el petróleo nacional prioritariamente sea industrializado en la Argentina produciendo combustibles de calidad internacional para nuestro consumo interno y para la exportación, que exportar el crudo como bien primario sin valor agregado.

En forma análoga debería interrogarse al Poder Ejecutivo acerca de cuál es su política petroquímica de largo plazo; cuál es su política de abastecimiento de producción de fertilizantes para el campo de Argentina. No es indiferente la respuesta a esta pregunta por parte del Poder Ejecutivo.

Es muy importante que el Congreso se pregunte sobre cuáles son las consecuencias de eliminar el artículo sexto original de la ley 17.319 que establece la obligatoriedad del uso de la producción nacional de hidrocarburos para el abastecimiento interno, en los períodos en que esa producción no alcance a cubrir las necesidades internas.

Será necesario que se generen condiciones de modo que vender la producción nacional en el mercado interno sea tanto o más beneficioso que exportarla. Hay que incluir en la ley, además, un mecanismo equitativo que impida que haya productores que privilegien exportaciones respecto al abastecimiento interno porque ello podría jugar en contra de nuestra empresa nacional YPF que abastece el 60 % de nuestro mercado de combustibles.

Y, a la vez, es necesario controlar y evitar que se formen cárteles, oligopolios, monopolios o abusos de posición dominante por parte de cualquier grupo o empresa del sector.

Este proyecto deja trascender también que el sector podrá convertirse en una fuente importante para la obtención de divisas genuinas a través de las exportaciones.

El gobierno y muchos actores de la industria confían en que los recursos son de gran magnitud, en particular por el aporte extraordinario del recurso no convencional. Esto, sin contar aún con una estimación propia y confiando en estudios realizados por terceros hace ya más de una década.

Al respecto y como dato positivo, en esta ley se encarga a los organismos pertinentes un estudio propio para emitir una Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo que contemple la suficiencia de recursos gasíferos en el país proyectada en el tiempo. Se debería proponer que este estudio se haga extensivo a los recursos de petróleo.

Esto permitirá evaluar por cuánto tiempo podrán ser alimentados con producción propia la demanda interna y el suministro de grandes volúmenes para exportación a largo plazo, sin caer en el riesgo de tener que importar masivamente.

Para el perfil exportador buscado, el proyecto presenta inconsistencias y ambigüedades como el caso de quitar restricciones para exportar gas natural licuado (GNL) y, por otra parte, situar a las exportaciones de gas natural y petróleo sujetos a una reglamentación por la cual, según el proyecto del PEN, por motivos técnicos o económicos que hagan a la seguridad del suministro, la Secretaría de Energía podría no autorizar las exportaciones. Introduce incertidumbres difíciles de soslayar para lograr contratos no interrumpibles de largo plazo.

Se deberían igualar las condiciones a las del GNL y estipular en la ley que las exportaciones deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo nacional, debiéndose considerar que los exportadores se hagan cargo, en caso de producirse, del sobrecosto del abastecimiento interno, conforme las formas y modalidades de la propia reglamentación.

Otro aspecto preocupante es el referido a la reconversión de concesiones convencionales a no convencionales. Constituye un privilegio para los actuales concesionarios ya que, en teoría, podrían reconvertir “toda” su área convencional en no convencional, logrando así una extensión de la concesión original. En general, se debe avanzar en una reducción del tamaño de las concesiones.

Queda establecido, según lo expresa el proyecto del PEN, que la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos deberá tener como objetivo la Explotación No Convencional de Hidrocarburos. No obstante, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos.

Esto constituye una prórroga de hecho para los yacimientos convencionales y para los no convencionales que no hayan sido incluidos en la solicitud de reconversión. Así, no se puede aceptar ni aprobar.

El proyecto no incluye una reforma para los derechos de explotación, de forma tal que los mismos se limiten a los yacimientos (reservorios) descubiertos en la etapa de exploración.
Se agrega un nuevo artículo para tratar las autorizaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural, que es una actividad industrial diferente a la de explotación de gas y petróleo y como tal debe ser tratada.

Pero se ha propuesto que las regalías se paguen sobre la primera comercialización y en su lugar debe ser sobre la primera producción en boca de pozo.

No se ha incluido que el servicio a terceros sea al mismo precio sin discriminación de personas, y que las jurisdicciones que autoricen el uso del subsuelo puedan cobrar un canon de explotación razonable por el gas natural almacenado que no haya sido producido en su jurisdicción.

En este tema quedan muchos detalles aún para tratar en la reglamentación, en particular los relacionados con las características técnicas y los riesgos asociados a este tipo de operaciones.

En otro orden de cosas, la ley vigente establece que las regalías se pagan sobre los hidrocarburos producidos y efectivamente aprovechados. De todos modos, en esta reforma de la ley hay que indicar que no podrá deducirse como gas no aprovechado el gas que se utilice para generación eléctrica, aunque la energía sea utilizada dentro del yacimiento.

El valor porcentual de las regalías sería calculado en base a la fórmula Regalía=15 % + (X), siendo X un porcentaje que podrá ser positivo o negativo y quedará a criterio del oferente. Se cree necesario establecer que el valor mínimo de la nueva fórmula no podrá ser menor de 12 %, ya que luego podría descender si se aplicara el 5 % de reducción adicional que puede otorgar el poder concedente.

La intención de eliminar el artículo 1º de la ley 26.741 responde a su falta de correspondencia con los nuevos paradigmas del PEN.

Se cree más apropiado no eliminarlo y reemplazarlo por una declaración interés público nacional para el abastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de promover el desarrollo económico y la creación de empleo.

Finalmente, es positivo que se elabore una legislación ambiental uniforme y en conjunto con las provincias. Se cree que podrá ser homogénea en el aspecto administrativo y general en los aspectos técnicos, para posibilitar que la reglamentación incluya matices propios de las zonas geográficas donde se desarrollen las actividades.

Modificación de las Leyes de Marco regulatorio Eléctrico y Gasifero

Las modificaciones a las leyes de marco regulatorio eléctrico y gasífero no proponen cambios sustantivos en los actuales Marco Regulatorio Eléctrico (MRE), ley 24.065 y Marco Regulatorio del Gas Natural (MRGN), ley 24.076.

Sin embargo, conviene resaltar los siguientes aspectos: El artículo 198 sustituye el artículo 3 del MRGN con una redacción imprecisa: la no objeción a las autorizaciones de exportación se debería fundar en la proyección de la demanda interna, la declaración de reservas probadas, y un horizonte reservas probadas/producción a fijar por la reglamentación, que garantice el abastecimiento interno, en línea con las consideraciones de seguridad de abastecimiento interno referidos anteriormente.

La Secretaria de Energía debe responder al pedido de autorización en un plazo razonable a fijar por mecanismos reglamentarios. El mecanismo de “aprobación ficta” es muy peligroso y en el pasado llevó a cortar las exportaciones a Chile (2006) con el consiguiente conflicto diplomático y económico con el país vecino.

Por ello se sugiere que la autoridad de aplicación establezca por la vía reglamentaria parámetros de cumplimiento mínimo para la no objeción a las exportaciones, estableciendo un plazo estricto de respuesta al solicitante.

En conjunto con la ejecución de un estudio para la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo, a fin de determinar la capacidad para el abastecimiento interno, incluyendo importaciones, y para hacer frente a proyectos de exportación de GNL, establecida en el artículo 199 al crear el articulo 3bis de la ley 24.076, la secretaria de Energía debería realizar una Auditoria de Reservas P1, P2 y P3 y Recursos Contingentes, y actualizarla cada dos o tres años, a fin de tener adecuadas herramientas para autorizar exportaciones.

Las autorizaciones de exportación de gas natural por gasoductos o de GNL deben tener un plazo para el inicio de las operaciones comerciales. Estas autorizaciones, una vez concedidas se constituyen en un derecho, que puede ser cedido, vendido, lo que podría crear un bloqueo sobre las instalaciones dedicadas, sin especificar que las mismas solo pueden ser utilizadas a los fines originalmente concedidos (a la exportación), abriendo la posibilidad de transformar un proyecto industrial en un negocio financiero.

Se considera conveniente unificar, con las mismas exigencias, las autorizaciones de exportación, independientemente que estas sean por gasoducto o por GNL.

El artículo 200 sustituye el artículo 6 del MRGN aumentando el plazo del periodo adicional para la renovación de la habilitación de transporte y/o distribución de 10 a 20 años.

El ENARGAS debería auditar obligatoriamente con 18 meses de anticipación al finalizar el periodo de habilitación el cumplimiento de las obligaciones del prestador y establecer un método competitivo para una nueva habilitación, definir el periodo de la misma que no debería ser menor a 20 años, y realizar el concurso correspondiente adjudicando a la mejor oferta técnica y económica.

El prestador actual, en función de la auditoría realizada puede acogerse al derecho igualar la mejor oferta en ese concurso.

Adecuación de las Leyes 15.336 y 24.065

En su artículo 207 el proyecto faculta al Poder Ejecutivo, mientras esté vigente la emergencia dictada en el art. 1, a diseñar un nuevo Mercado Eléctrico.

La delegación al Poder Ejecutivo para la reorganización del mercado eléctrico no parece sostenible. Se requiere una nueva ley de marco regulatorio eléctrico que incluya los avances tecnológicos de los últimos 30 años, y coloque a la electricidad como el principal vector de la transición energética. Esta nueva ley de marco regulatorio tiene que ser discutida en el Congreso, e involucrar a las provincias con su adhesión.

Este capítulo debería encomendar al Poder Ejecutivo la presentación de un proyecto de ley que modifique el Marco Regulatorio Eléctrico (ley 24.065/1992), teniendo en cuenta las bases establecidas en el artículo 207 con el agregado de:

a) reorganizar profundamente la estructura del mercado eléctrico mayorista, devolviendo a CAMMESA las funciones originales de Operador Encargado del Despacho y las transacciones económicas.

b) crear la Cámara de Comercialización Eléctrica (CCE) a cargo de las operaciones del mercado spot y el mercado de contratos.

c) asignar al nuevo Ente Regulador de la Electricidad y el Gas Natural la responsabilidad de organizar las subastas para la expansión de la generación y el transporte en alta tensión.

d) asignar la responsabilidad a la Subsecretaria de Planeamiento y Transición Energética, recientemente creada, la ejecución del plan de expansión del mercado eléctrico a 10 años, actualizado todos los años, considerando los compromisos de descarbonización asumidos por la Argentina en sus Contribuciones Nacionales Determinadas (NDC, por sus siglas en ingles).

e) promover las inversiones en energías renovables no convencionales y no emisoras de gases de efecto invernadero con el objetivo de lograr en el 2050 la neutralidad carbono del sector eléctrico (incluyendo la generación distribuida con fuentes renovables).

f) Crear un ente residual de la actual CAMMESA encargado de auditar, administrar y liquidar hasta la finalización de los plazos previstos las obligaciones adquiridas en materia de contratos de energía, combustibles, gas natural y activos operativos y financieros, desligado de la operación del OED y bajo jurisdicción de la Jefatura de Gabinete de Ministros.

El sector eléctrico es el principal vector de la transición energética y su penetración en la estructura de consumo final es una condición ineludible para el cumplimiento de los compromisos internacionales de nuestro país en el proceso de descarbonización mundial.

La estructura de los Marcos Regulatorios de la década de 1990 está desactualizada y no refleja la evolución tecnológica ni las herramientas necesarias para promover inversiones de las nuevas herramientas existentes para la producción, transmisión y distribución de la energía eléctrica y para la organización industrial de las nuevas empresas prestadoras de estos servicios, como así también la participación descentralizada creciente de productores consumidores residenciales con medios de generación renovable para su consumo propio y para inyección de excedentes en las redes.

La nueva configuración tecnológica, empresaria y económica del sector eléctrico requiere una moderna legislación que debe ser aprobada por todas las jurisdicciones de nuestro país federal en el Congreso de la Nación para que refleje los consensos existentes y permita diseñar un sector eléctrico capaz de alcanzar la neutralidad carbono en los próximos 30 años.

La Unificación de los Entes Reguladores ENARGAS y ENRE

El proyecto prevé la unificación de los Entes Reguladores lo que resulta un hecho positivo que puede redundar en una mejor aplicación de la normativa regulatoria y una reducción de costos administrativos significativa.

Esta propuesta coincide con la que desde el documento de Lineamientos de Política Energética realizó el IAE antes de las elecciones, por lo que se respalda esta iniciativa y se recomienda hacer un seguimiento de su efectivo cumplimiento.

Para ello, en este capítulo se recomienda incorporar un plazo para la unificación de los Entes que podría ser de 180 días a partir de la aprobación de la ley. Así como está redactado el plazo queda librado a la buena voluntad de quien se ocupe de este tema en el Ejecutivo.

En ese plazo la Secretaria de Energía debería presentar al Congreso una propuesta de estructura, misiones y funciones del nuevo Ente, teniendo en cuenta para ello las mejores prácticas internacionales al respecto.

RIGI: régimen de promoción de “grandes” inversiones

El RIGI es un conjunto normativo que establece un amplio régimen promocional de inversiones, que se desarrolla en 69 artículos (26 % del articulado se dedica a este régimen).

El concepto de “grande” se refiere a proyectos que superen los U$S 200 millones. A su vez, hay beneficios adicionales para los así llamados proyectos de exportación estratégica que son aquellos que cumplen un doble requisito: superan los US$ 1.000 de inversión y tienen como finalidad la exportación con destino a nuevos mercados.

De manera sintética, el RIGI cubre tres temas principales: el alcance y definición de las actividades promocionadas, los beneficios -principalmente impositivos- que otorga el RIGI, el régimen cambiario que gozarán los proyectos promovidos.

En opinión del IAE Mosconi, el régimen propuesto debería contener en forma explícita en los Fundamentos del Proyecto de Ley los objetivos precisos de qué proyectos se quieren promover, ofreciendo respaldo técnico solido respecto al beneficio social (externalidad) asociada a la inversión.

Asimismo, el régimen debería contemplar:

Un mecanismo de información transparente respecto a los proyectos e invitar a propuestas alternativas, lo cual permitiría la evaluación de las propuestas a promocionar.

La evaluación del impacto fiscal de cada proyecto (gasto tributario asociado) y establecer cupos promocionales en la Ley de presupuesto, de manera de controlar el gasto tributario.

Unificar los beneficios, nada justifica los beneficios diferenciales a aquellos proyectos de “exportación estratégica”.

Debemos mencionar que en una versión anterior del RIGI, había una explícita orientación exportadora, que en esta versión desaparece y por lo tanto los proyectos promovidos podrán volcar parte de su producción en el mercado interno.

Dado que el RIGI está abierto a todas las actividades, los proyectos promovidos pueden acumular una ventaja significativa frente a las empresas existentes. Esto derivaría, muy probablemente, en concentraciones de mercado.

Teniendo en consideración este punto, cabe insistir en poner acento en la producción exportable. Esto exige, además, verificar la compatibilidad promocional del RIGI con la normativa OMC de subsidios a las exportaciones.

Instituto Argentina de la Energía “Gral. Mosconi”
17 de abril de 2024

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Primera soldadura de caños en la reversión del Gasoducto Norte

La primera soldadura de caños correspondiente a la Reversión del Gasoducto Norte se realizó en la localidad cordobesa de La Carlota, donde se inicia la traza de una de las obras principales del proyecto.

Enarsa comunicó que este trabajo se llevó adelante mediante un sistema semiautomático en el kilómetro 0 del denominado Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, un ducto de 122 kilómetros de extensión con caños de 36 pulgadas de diámetro, que permite vincular el Gasoducto Centro Oeste con el Gasoducto Norte.

El proyecto se completa con una ampliación (loop) de 62 kilómetros y el cambio de sentido de flujo del gas de 4 plantas compresoras.

Asimismo, ya se encuentran en funcionamiento los obradores y campamentos de Etruria, Ticino y Ucacha, donde también se acopian los caños.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización está prevista para fines de agosto del corriente año, permitirá llevar el gas natural generado en la formación geológica no convencional Vaca Muerta, en Neuquén, hasta Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán, para sustituir el gas que proviene de Bolivia, y abastecer a hogares e industrias, y permitir el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería del litio.

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Marín: “Hay más de 60 empresas interesadas en el Proyecto Andes”

El presidente de YPF, Horacio Marín, confirmó que hay más de 60 empresas interesadas en el Proyecto Andes, lanzado para ofertar en el mercado internacional una serie de áreas convencionales maduras actualmente operadas por la compañía, y procurar entonces “la optimización de su portafolio de áreas convencionales”.

Marín participó del foro Vaca Muerta Insights que reunió, en Neuquén, a principales referentes de la industria.

Allí refirió que esta semana se inició la difusión del proceso que implica el desaarrollo del Proyecto Andes y destacó que se realizará “con transparencia para los diferentes clusters” que comprenden las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego.

Serán unas 50 áreas que podrían ser de interés para empresas de menor escala que YPF. Se procurará que el proceso de venta de estos campos maduros culmine hacia setiembre próximo.

“Es muy potente lo que estamos haciendo en YPF con este proceso y lo estamos haciendo no solo para la empresa sino para toda la industria y para la Argentina”, dijo.

Además, Marín confirmó una inversión total de 5.400 millones de dólares en Vaca Muerta y reiteró que “vine a YPF para que el país exporte por 30.000 millones de dólares (en hidrocarburos) en 2030”.

En este sentido, aseguró “el primero de julio de 2026 se terminará el cuello de botella para la exportación de crudo, a partir de la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur”.

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YPF oficializa el “Proyecto Andes” y expondrá el proceso ante mercados internacionales

La energética de mayoría accionaria estatal YPF lanzó el “Proyecto Andes” por el cual dejará de operar una serie de áreas convencionales maduras que serán ofrecidas a potenciales interesados, y con ello “avanzar en la búsqueda de optimización de su portafolio de áreas convencionales, en el marco del plan aprobado por el Directorio el 29 de febrero de este año”, comunicó la empresa que tiene por Presidente y CEO a Horacio Marín.

Al respecto, se indicó que “los principales directivos de la compañía participarán en foros internacionales para dar a conocer las alternativas de este proceso”, que esperan concretar en los próximos meses.

YPF avanzará en un proceso de cesión del 100 % de su participación en ciertos grupos de concesiones de explotación convencional. Un primer listado definido por la compañía comprende a unas 50 áreas.

En ese marco, esta semana, Maximiliano Westen, vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Control de Gestión de YPF, participará de un encuentro en la Embajada de Canadá con la Cámara de Comercio argentino – canadiense. También, viajará a la ciudad de Houston, donde disertará ante empresarios del sector en una jornada coordinada junto al IAPG Houston y al Consulado argentino el 18 de abril.

Luego, partirá a Calgary, capital de la ciudad Alberta, en Canadá, donde participará de un encuentro organizado por el Foro de Energía canadiense, CGEF, el viernes 19.

La compañía designó al Banco Santander como encargado de la gestión de este proceso de ofrecimiento de las áreas. “Para lograr un mejor resultado, las áreas convencionales se agruparon en diferentes clusters que comprenden las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Tierra del Fuego”, se indicó.

También se describió que “YPF mantiene un diálogo abierto con todos los actores involucrados, en especial con los gobernadores y sindicatos, buscando las mejores alternativas para garantizar los puestos de trabajo durante la transición y contribuir al desarrollo local, ya que esta decisión dinamiza a la industria en su conjunto porque incorpora nuevos actores al desarrollo de estas áreas”.

A su vez, se explica tal decisión señalando que “YPF optimizará su inversión al concentrase en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas, y sean más acordes a su escala”.

“Este es uno de los pilares del nuevo Plan Estratégico de YPF que busca cuadriplicar el valor de la compañía en los próximos 4 años”.

La nueva estrategia, bautizada “Plan 4×4”, busca transformar a YPF en una compañía de energía de “clase mundial”, y aspira a transformar al país en un gran exportador de hidrocarburos para el año 2030″.

Cabe referir que en el arranque del gobierno que encabeza Javier Milei se anunció el objetivo de privatizar las acciones que poseen el Estado nacional y las provincias petroleras desde 2012, representativas del 51 % del paquete total.

Por esos días el propio Milei remarcó que ello ocurriría luego de atravesar un proceso de “puesta en valor” de la Compañía. Poco después fue designado al frente de YPF Horacio Marín, de extensa trayectoria en Tecpetrol (del grupo Techint), quien anunció el Plan Estratégico diseñado para los próximos 4 años.

Pocas semanas después del anuncio de Milei, YPF integró el listado de empresas detallado en el proyecto de “Ley Omnibus” que el gobierno envió al Congreso de la Nación.

En el contexto de ésa instancia legislativa en la que el proyecto no fue aprobado, la privatización de la mayoría accionaria estatal de YPF (iniciativa cuestionada por las provincias productoras de hidrocarburos) fue sacada del listado.

Ahora que el gobierno vuelve a impulsar un proyecto de ley similar (reducido en artículos y temas contenidos, conservando los más urgentes) YPF no figura entre las empresas que se pretende privatizar…. Al menos por ahora.

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Mondino en Brasil: Remontar la cuesta hacia la integración energética y comercial

Por Santiago Magrone

En el marco de una visita oficial de tres días a Brasil, la canciller de Argentina, Diana Mondino, esta desarrollando una serie de reuniones con funcionarios del gobierno que encabeza Luiz Inacio Da Silva, en procura de mejorar el relacionamiento bilateral, afectado por las declaraciones políticas y personales disruptivas del presidente Javier Milei hacia su similar brasileño.

En este contexto, un comunicado de la Cancillería refirió, entre otros temas, que “la jefa de la diplomacia argentina y su par brasileño, Mauro Vieira, conversaron sobre “la gran complementariedad que existe entre los recursos gasíferos de los dos países y las necesidades de los sectores productivos de Brasil”. “En ese sentido, destacaron la importancia de las discusiones en desarrollo entre el Ministerio de Minas y Energía de Brasil y el Ministerio de Economía argentino, en un contexto de agotamiento de las reservas gasíferas regionales”.

Mas acá del alambicado lenguaje protocolar, se analizó entonces la integración energética bilateral entre los dos principales miembros del Mercosur por su histórico relacionamiento comercial, y en particular, la viabilidad de la provisión de gas natural producido en Vaca Muerta (NQN) a principales destinos de consumo en el sur de Brasil, y hasta San Pablo.

Se trata de retomar proyectos que fueron planteados durante el gobierno de Alberto Fernández, y que cobraron cuerpo con la construcción del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner en su Etapa I (Tratayén – Salliqueló) , restando su continuidad con la Etapa 2 hasta Santa Fe, para la provisión interna, y también para empalmar con otro ducto en dirección al sur de Brasil (Río grande Do Sul). Incluso se consideró el financiamiento parcial con fondos de BNDES.

Este proyecto fue aletargado por la Administración Milei, que en todo caso considera que la realización del GPNK Etapa 2 debe ser con capitales privados, a diferencia de lo que ocurrió con la Etapa I del gasoducto (que incluyó U$D 500 millones aportados por tenedores de grandes fortunas).

Por otra parte, también se había considerado durante el anterior gobierno la exportación de gas de Vaca Muerta a Bolivia, y desde allí a Brasil, utilizando el gasoducto por el cual Bolivia le provee su gas natural hasta San Pablo. La merma de las reservas gasíferas bolivianas explican las potenciales exportaciones del gas de Vaca Muerta a esos destinos, a partir de la reversión en curso del Gasoducto Norte argentino.

Según trascendió, el canciller Vieira enfatizó en la importancia de Vaca Muerta, y en finalizar el gasoducto Néstor Kirchner para empezar a proveer gas a Brasil.

En este orden, Mondino realizó declaraciones señalando que “el tema energético es de gran complejidad. Se está avanzando en varios frentes. Tenemos cada vez mejores resultados en Vaca Muerta”. “Hay varios temas avanzando en estudio por medio de gasoductos, y las inversiones no van a ser públicas, sino privadas”.

La funcionaria argentina se reunió además con el vicepresidente de Brasil, Geraldo Alckmin, quien también remarcó la importancia del Gasoducto (GPNK) “para ampliar la oferta de gas natural para abastecer a las industrias brasileñas”, y destacó la importancia de las inversiones en infraestructura de gasoductos”, que Brasil podría aportar.

Mondino, en tanto, señaló que “todo esto es de interés mutuo. La producción está en Argentina y la necesidad está en Brasil. La producción satisface nuestras necesidades (de exportar) y las de Brasil. Entonces hay un alineamiento de intereses”, afirmó.

El comunicado de Cancillería hizo mención además que “en el campo de los usos pacíficos de la energía y tecnología nucleares Mondino y Vieira destacaron la relación bilateral estratégica que mantienen ambos países, con el papel central de la Agencia Brasileño-Argentina de Contabilidad y Control de Materiales Nucleares (ABACC), que garantiza la confianza en materia de salvaguardias y es una institución bilateral única en el mundo y de reconocimiento internacional”.

Asimismo, la Ministro resaltó el carácter estratégico de la relación comercial, en tanto las ventas argentinas de bienes y servicios a Brasil se caracterizan por tener un alto valor agregado -comparadas con los envíos al resto del mundo- y expresó el interés de nuestro país en firmar, a la brevedad posible, el Memorándum de Entendimiento para la creación de la “Comisión Binacional de Comercio, Inversiones y Relaciones Económicas” propuesto por la Argentina en marzo pasado”.

“El principal mensaje que quiero transmitir es la certeza de la centralidad y relevancia que tiene Brasil para Argentina”, dijo Mondino al iniciar su discurso en Itamaraty.

Pero, según trascendió, la Canciller tuvo que responder sobre las intenciones de Javier Milei, quien el viernes último en una reunión con el dueño de la red social X, Elon Musk, dijo que podría ayudarlo en la disputa con el gobierno de Lula Da Silva y con la justicia brasileña.

La posibilidad de un encuentro Milei-Da Silva esta más que verde.

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YPF: Nuevo récord de procesamiento en Luján de Cuyo

El Complejo Industrial Luján de Cuyo de YPF registró en marzo de 2024 un nuevo récord de procesamiento al alcanzar los 594.312 m3 de crudo, superando en 5,7 % el anterior registro máximo de diciembre del 2023.

“La introducción de un nuevo modelo operativo que incluye a distintas áreas de YPF agilizó la toma de decisiones y permitió incrementar los volúmenes procesados, indicó la Compañía”.

Y destacó que entre los factores que empujaron el crecimiento se puede mencionar la mayor recepción de crudo desde la Cuenca Neuquina gracias a la puesta en marcha de las primeras etapas de los proyectos de potenciación del oleoducto Puesto Hernández-Luján de Cuyo y el Vaca Muerta Norte.

También influyó la entrada en operación de la primera fase de obras de adecuación del Complejo para procesamiento de shale-oil, se indicó.

Este hito en los niveles de procesamiento de la refinería de Lujan de Cuyo es un aporte que contribuye para la evacuación de la mayor producción de crudo que registra YPF en Vaca Muerta.

El Complejo Industrial Luján de Cuyo (Mendoza), tiene una capacidad de procesamiento de 19.500 M3 de crudo por día, lo que representa más del 35 % del total de YPF.

Abastece de combustibles a 14 provincias, principalmente ubicadas en la zona centro-norte del país y parte de la zona este.

En sus instalaciones se refina el 24,1 % del gasoil y el 19,9 % de las naftas que YPF comercializa en el país.

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Tucuman apuesta a la mayor producción de etanol

El gobernador de Tucumán, Osvaldo Jaldo, sostuvo que “la actividad sucroalcoholera es una actividad que genera recursos y divisas para la provincia. Tenemos que apostar a crecer, tenemos que apostar a producir más en este país”.

Jaldo participó de la inauguración oficial de la Zafra 2024 en un acto realizado en el Ingenio La Florida, operado por la Compañía Azucarera Los Balcanes.

Su presidente, Jorge Rocchia Ferro, hizo hincapié en que “queremos una zafra azucarera nacional de más de un millón de hectáreas”, y en lo que respecta a su empresa describió que “estamos ampliando la destilería de etanol para llevarla un millón de litros. Estamos aumentando la producción de la molienda, en un mes estaríamos inaugurando la obra cogeneración”.

La vicepresidenta de la compañía, Catalina Lonac, sostuvo que “hace más de 30 años que estamos apostando al alcohol y siendo coherentes”. “No se puede hablar de electromovilidad en un país que tiene toda la capacidad instalada para hacer el etanol necesario, para hacer nuestras mezclas al 15 % y más, y en un futuro muy próximo llegar al 25 % o 27 % y motores flex”.

Lonac agregó que “seguimos apostando al alcohol, porque una apuesta de esta envergadura no es cortoplacista, el objetivo grande es cambiar la matriz energética de nuestro país, y eso tiene que hacerse a través del etanol, porque es una energía limpia y renovable”.

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¡TotalEnergies cumple 100 años!

TotalEnergies, presente en 130 países de todo el mundo, se complace y enorgullece en celebrar el 100° aniversario de la creación de la compañía. Estos 100 años de historia de TotalEnergies cuentan la historia del mundo y la energía, desde la década de 1920 hasta la actualidad.

UNA DECISION AUDAZ Y VISIONARIA

El 28 de marzo de 1924 se fundó la Compagnie Française des Pétroles en Francia, un país sin petróleo. Este movimiento audaz y visionario marcó el comienzo de una saga de un siglo. Para asegurar el suministro energético de Francia, nuestra compañía viajaría a los cuatro rincones del mundo, adaptándose y creciendo a lo largo del siglo y sus múltiples convulsiones tecnológicas y geopolíticas.

PIONEROS DESDE HACE 100 AÑOS

A diferencia de nuestros competidores de la época, no teníamos acceso a los recursos locales. Es por eso que construimos nuestra ventaja competitiva en la expansión internacional y la destreza técnica. Estos dos factores han dado forma a nuestro espíritu pionero y a nuestro viaje hasta el día de hoy. A lo largo de los años, hemos ampliado continuamente los límites, tanto técnicos como geográficos, al tiempo que nos adaptamos a las necesidades cambiantes y a las expectativas de los clientes. Es así como acompañamos el notable progreso y desarrollo que tuvo lugar en la sociedad moderna durante el siglo XX. También adquirimos conocimientos y experiencia adicionales al asociarnos con Petrofina y Elf-Aquitaine, y más recientemente con Maersk Oil, Saft o Direct Energie.

EL CAMINO HACIA UNA EMPRESA MULTIENERGIA

Si bien el petróleo fue la energía del siglo XX, el gas natural y la energía descarbonizada son fundamentales para el sistema energético del mañana. El gas natural es necesario para la transición energética, como soporte del auge de las renovables intermitentes y como sustituto del carbón, que emite el doble de CO2 en la generación de energía. TotalEnergies es actualmente el tercer actor mundial en gas natural licuado (GNL). Y en electricidad, somos uno de los desarrolladores de energía solar y eólica más dinámicos del mundo. La electricidad es el corazón de la descarbonización y el siglo XXI será claramente eléctrico.

IMPULSANDO LA TRANSICION ENERGETICA

Desde 2020, estamos implementando estrategia de transición anclada en dos pilares: hidrocarburos (incluido el GNL) y electricidad. Tenemos la ambición de lograr con éxito nuestra transición y apoyar a nuestros clientes con la suya. Nuestro desafío es suministrar al mundo la energía asequible necesaria para su desarrollo y, al mismo tiempo, reducir las emisiones. Esa es la transición “justa, ordenada y equitativa” que pide la COP28. Aprovechando el espíritu pionero que nos guía, continuaremos ajustándonos y adaptándonos según sea necesario para ser parte de la historia de la energía durante otros 100 años.

ACERCA DE TOTALENERGIES EN ARGENTINA

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores.
En Argentina, TotalEnergies desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias en Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares (más de 300 MW), y además se desarrolla en la comercialización de lubricantes.

@totalenergies.com @TotalEnergies TotalEnergies TotalEnergies TotalEnergies

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Alemania retrasa la construcción de red de gasoductos de hidrógeno de 9.700 kilómetros hasta 2037 por falta de financiación

Alemania pospuso hasta 2037 la finalización de la construcción de una red de hidrogenoductos de 9.700 kilómetros, porque no pudo resolver la estructura financiera del proyecto. Esto implica que inicialmente se había planeado construir la red de tuberías de hidrógeno antes de 2037, pero debido a cuestiones financieras, se ha retrasado hasta esa fecha. Los germanos no han definido aún cómo se financiará y gestionará el proyecto en términos de costos, inversiones, y posiblemente cómo se distribuirán los gastos entre los diversos interesados.

El ambicioso plan de Alemania para una red de gasoductos de hidrógeno por valor de 20.000 millones de euros (uno 21.500 millones de dólares) estaba planificada para operar en 2032 pero ahora deberá esperar hasta 2037, informó la semana pasada Hydrogeninsight.

La cuestión no es exclusivamente entre privados sino que es eminentemente política, porque el retraso fue acordado por los tres partidos de la coalición del país a pesar de que tiene como objetivo aliviar la carga financiera de los operadores y dar tiempo para que aumente la producción de hidrógeno verde.

Inicialmente, el vicecanciller y ministro de Economía, Robert Habeck, del Partido Verde, pretendía que se completara para 2032. Sin embargo, los legisladores de los socialdemócratas (SPD) y los demócratas libres (FDP) argumentaron que el retraso beneficiaría tanto a los operadores como al sector del hidrógeno verde. Diseñada para transportar hidrógeno (H2) producido localmente e importado a centros industriales, la red de gasoductos de 9.700 kilómetros será construida por empresas privadas que recuperarán los costos a través de tarifas de red.

El gobierno garantizará una rentabilidad sobre el capital antes de impuestos de aproximadamente el 6,7%. Un elemento clave del acuerdo es un mecanismo de riesgo compartido. En el improbable caso de que la red no satisfaga la demanda de los usuarios, los operadores asumirán el 24% de los costos y el gobierno cubrirá el resto.

Sin embargo, las quiebras de operadores individuales no afectarán financieramente a otros operadores de redes. El financiamiento para la construcción se gestionará a través de una “cuenta de amortización” establecida por el gobierno, y los operadores reembolsarán gradualmente los costos hasta 2055. El marco acordado se incorporará a la tercera enmienda de la Ley de la Industria Energética y podría ser aprobado por el parlamento la próxima semana.

“Este proceso parlamentario refuerza la seguridad de las inversiones para el despliegue de la red de hidrógeno y al mismo tiempo mitiga los riesgos de insolvencia”, afirmó Nina Scheer, portavoz de clima y energía del grupo parlamentario del SPD. “El modelo de cuenta de amortización permite una carga financiera más manejable”.

Los representantes de los tres partidos de la coalición elogiaron el acuerdo. Los legisladores destacaron una mayor seguridad de las inversiones, una reducción de la burocracia y el potencial de Alemania para convertirse en líder en el sector del hidrógeno.

La asociación alemana de servicios públicos (VKU) reconoció el acuerdo como un paso positivo y enfatizó la importancia de la seguridad financiera para todas las partes interesadas. Sin embargo, advirtió que el éxito del acuerdo depende de atraer decisiones de inversión reales basadas en los términos descritos. “Independientemente de cómo sea el acuerdo, la financiación debe ser suficiente para las inversiones en la red central [de hidrógeno]”, añadió.

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“Si los mercados europeos se convencen de que los rusos están ganando esta guerra, el efecto en los precios de la energía será dramático”.

Un aumento espectacular de los precios de la energía en Europa es inevitable si la destrucción rusa de la infraestructura energética ucraniana continúa sin cesar, advirtió Andriy Kobolyev el ex director ejecutivo de la compañía petrolera estatal de Ucrania quien pidió más armas luego de que Rusia destruyera una de las centrales eléctricas más grandes de Ucrania.

Andriy Kobolyev, ex director de Naftogas en 2014, fue nombrado líder mundial de “Top 40 menores de 40 años) por Fortune en reconocimiento a sus éxitos de reforma anticorrupción

Los dichos pertenecen a Andriy Kobolyev, ex director de Naftogaz, en una entrevista con el diario inglés The Guardian: “Rusia está tratando de librar una guerra energética global y Ucrania es parte de esa guerra y si los mercados perciben que Rusia está ganando esa guerra, las consecuencias serán muy graves. grave. Veremos un aumento de los precios en todo el mundo”.

Dijo que no tendría sentido celebrar más conferencias sobre la reconstrucción de Ucrania hasta que Ucrania reciba armas para salvar su infraestructura energética de la ola de ataques de drones Shahed y bombas guiadas de fabricación iraní. “No habrá ninguna economía ucraniana que reconstruir”, afirmó.

La semana pasada, un ataque masivo con misiles y drones destruyó una de las centrales eléctricas más grandes de Ucrania y dañó otras, como parte de una renovada campaña rusa dirigida a la infraestructura energética.

La planta de Trypilska, que era el mayor proveedor de energía para las regiones de Kiev, Cherkasy y Zhytomyr, fue atacada en numerosas ocasiones, destruyendo el transformador, las turbinas y los generadores y dejando la planta en llamas.

Kobolyev, uno de los especialistas en energía de Ucrania y director ejecutivo de Naftogaz durante siete años hasta 2021, ha estado luchando contra acusaciones de corrupción en Ucrania que, según él, tienen motivaciones políticas.

Dijo que el impacto de los ataques rusos sobre los precios de la energía sería doble: un aumento potencial de la demanda ucraniana de gas y electricidad en Europa , y una respuesta general del mercado a la probabilidad de que Vladimir Putin gane la guerra en Ucrania. “Si los mercados energéticos europeos empiezan a creer que los rusos están ganando esta guerra, tendrá un efecto negativo dramático en los precios de la energía”.

Muchos países europeos han tomado medidas para aumentar su capacidad de importar gas a través de buques cisterna de gas natural licuado desde 2022, por lo que los analistas dijeron que el continente no era tan vulnerable a la guerra en Ucrania como lo era al comienzo de la invasión a gran escala de Rusia.

Pero una reciente huelga en las instalaciones de almacenamiento de gas de Ucrania en el oeste del país provocó un aumento significativo en los precios del gas en Europa porque estas instalaciones todavía están operativas y todavía son utilizadas por los comerciantes de gas europeos. Si las instalaciones estuvieran bajo control ruso –o fueran destruidas por completo– entonces los comerciantes enfrentarían un panorama de oferta más ajustado.

Kobolyev también dijo que el daño infligido a la red energética de Ucrania fue mucho más extenso que los ataques rusos en el invierno de 2022-23. Dijo: “Parece que los rusos han aumentado la intensidad y disminuido el número de objetivos que intentan alcanzar. Al ser más intensivo y más centrado, ha provocado daños mayores”.

A diferencia del primer invierno de ataques, cuando Rusia atacó la red de distribución eléctrica de Ucrania, los ataques recientes han intentado destruir la capacidad de generación a gran escala, especialmente la capacidad de gas y carbón utilizada cuando la demanda supera la carga base.

El ejecutivo advirtió: “Vamos a ver apagones extensos; esa es la realidad y se debe a que no tenemos acceso a defensas aéreas ni a aviones de combate para combatir sus drones bombas”.

Dijo también que no revelaría el alcance total de los daños ya que son clasificados militarmente, “pero actualmente nos enfrentamos a una crisis mucho mayor que la que tuvo Ucrania hace un año. El problema es tan crítico para nuestra economía que necesita soluciones ahora mismo”.

“Las soluciones son dobles. En primer lugar, debería haber un suministro inmediato de componentes de defensa aérea y municiones para proteger el sistema. En segundo lugar, necesitamos desarrollar un nuevo sistema de generación distribuida y protegida en todo el país, que debería reemplazar la generación de equilibrio destruida. “

“Así que ahora es el momento de crear una generación verde más pequeña, diversificada o distribuida en Ucrania, porque no queda otra opción. Muchas de estas estaciones deberán protegerse con búnkeres de hormigón. Requerirá un nuevo modus operandi para Occidente porque requerirá inversión ahora, preferiblemente a través de una agencia que recaude dinero para invertir ahora en tiempos de guerra a pesar de los riesgos de ataques militares”.

Desestimó las críticas de Estados Unidos a los ataques de Ucrania a la infraestructura energética rusa. “A aquellos que se atreven a decir que Ucrania está utilizando drones para atacar infraestructuras energéticas en territorio ruso, les respondería que se está librando una guerra energética”.

Kobolyev está luchando contra las acusaciones de que se pagó a sí mismo una bonificación superior al máximo legal permitido para un empleado de una empresa estatal. Dijo que el bono fue acordado con el consejo de supervisión después de ganar un enorme laudo arbitral de 4.600 millones de dólares contra Gazprom. La justicia le quitó la tobillera, pero se vio obligado pagar una gran suma para la fianza en espera del juicio.

Algunas importaciones relativamente pequeñas de electricidad desde Europa están ayudando a cubrir el déficit de Ucrania porque la demanda es baja durante la primavera.

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El GAPP expresa su preocupacion ante beneficios arancelarios previstos en el RIGI

En el marco del ingreso al Congreso de una nueva versión de la denominada “Ley de Bases”, desde el GAPP – Grupo Argentino de Proveedores Petroleros – se expresó en distintos ámbitos y bloques legislativos la inquietud por la desprotección del entramado productivo local en algunos artículos del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) ante las asimetrías industriales estructurales existentes.

En este sentido, el nuevo proyecto no incluye cambios respecto de la versión original y mantiene como beneficiarios del régimen a otros sectores a la actividad petrolera, minera y energía entre otras. El mismo contempla la desgravación arancelaria para bienes y equipos que compiten directamente con la producción nacional. En este sentido, el Grupo alertó a los distintos bloques legislativos sobre el potencial impacto que tiene esta medida sobre la industria de la cadena de valor de petróleo, minería y energía; un sector que implica más de 37 mil puestos de trabajo directos, más de U$D 230 millones en exportaciones y U$D 310 millones en inversiones durante el 2023.

El GAPP, como entidad industrial referente, vela por los intereses de las PyMEs del entramado productivo nacional, y promueve espacios de diálogo que impulsen el desarrollo de las mismas, fomentando la innovación tecnológica y empleos de alto valor agregado como propuesta de solución a los desafíos macroeconómicos actuales.

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Si el petróleo desapareciera…

Por Haitham Al Ghais *

Si el petróleo desapareciera mañana, no habría más combustible para aviones, gasolina o diésel. Los automóviles, ómnibus, camiones, camionetas y colectivos con motores de combustión interna quedarían varados. Los aviones propulsados por combustible de aviación no podrían volar. El transporte de carga y de pasajeros por ferrocarril impulsado por diésel se detendría. Las personas no podrían ir al trabajo; los niños no podrían ir a la escuela. La industria naviera, que transporta tanto carga como pasajeros, se vería devastada.

No tendría sentido llamar a los servicios de emergencia. La mayoría de las ambulancias, camiones de bomberos, patrulleros, helicópteros de rescate y otros vehículos de emergencia estarían inmovilizados. La mayoría de los teléfonos y computadoras también desaparecerían, ya que sus componentes de plástico derivan del petróleo, por lo que de todas formas sería difícil encontrar una forma de comunicarse con los servicios de emergencia.

El sector de la construcción se detendría, ya que los vehículos impulsados por diésel quedarían varados: excavadoras, topadoras, camiones volcadores, grúas, mezcladoras de cemento, compactadoras y cargadoras permanecerían inmóviles. No se podrían construir nuevas viviendas o edificios ni recibir trabajos de mantenimiento vital.

Si el petróleo desapareciera mañana, los productos derivados del petróleo también desaparecerían. Esto impactaría en la producción de vehículos eléctricos (VE). Además de la interrupción de las cadenas de suministro, la estructura de las baterías de iones de litio se vería afectada. Una batería de iones de litio tiene cuatro partes: un ánodo, un cátodo, un electrolito y un separador. Los separadores son membranas microporosas fabricadas típicamente con polietileno o polipropileno, productos derivados del petróleo. El caucho sintético derivado del petróleo utilizado en neumáticos de automóviles y bicicletas dejaría de existir.

Si el petróleo desapareciera mañana, la producción de alimentos se vería devastada. Muchos de los vehículos necesarios en la agricultura, como tractores, segadoras, cosechadoras, empacadoras, pulverizadores y sembradoras, dejarían de funcionar. Los envases de alimentos necesarios para el almacenamiento y la conservación no estarían disponibles. La coquización del petróleo, un subproducto en la refinación del petróleo, se utiliza como materia prima en la fabricación de fertilizantes sintéticos, que son importantes para aumentar los rendimientos de los cultivos. Probablemente se producirían escaseces de alimentos y sus impactos derivados.

Si el petróleo desapareciera mañana, sería catastrófico para los servicios de salud en todas partes. El personal carecería de movilidad y los suministros esenciales quedarían varados. Más allá del transporte, el petróleo es una materia prima esencial para los productos farmacéuticos, plásticos y suministros médicos.

Guantes de látex, tubos médicos, jeringas médicas, adhesivos, algunas vendas, desinfectantes, desinfectantes de manos, agentes de limpieza, prótesis, válvulas cardíacas artificiales, máscaras de reanimación, estetoscopios, escáneres de resonancia magnética, plumas de insulina, bolsas de infusión, envases de medicamentos, mascarillas faciales y equipo de protección personal están en gran medida derivados de productos derivados del petróleo. El equipo utilizado en la investigación médica, como microscopios, tubos de ensayo y anteojos, generalmente contiene componentes derivados del petróleo.

La síntesis química que crea la aspirina comienza con el benceno, que se deriva del petróleo. El benceno se convierte en fenol, que a su vez se convierte en ácido salicílico. Este último se transforma en ácido acetilsalicílico, conocido mundialmente como aspirina.

Es difícil concebir un hospital moderno sin esta gama de productos esenciales derivados del petróleo.

Si el petróleo desapareciera mañana, la industria de las energías renovables se vería afectada. La fibra de vidrio, resina o plástico necesarios para la construcción de la mayoría de los aerogeneradores desaparecerían. El etileno utilizado en la producción de paneles solares desaparecería. La mayoría de los vehículos de minería, como camiones grandes, plataformas de perforación rotativas y perforadoras de roca, necesarios para extraer los minerales críticos sobre los cuales depende la producción de plantas fotovoltaicas solares, parques eólicos y VE, quedarían inmovilizados.

Si el petróleo desapareciera mañana, los hogares se transformarían hasta quedar irreconocibles.

Existe la posibilidad de que los tejados no sean eficientes, por ejemplo, si el asfalto  fuera un producto clave para la impermeabilización. Otros materiales utilizados en el aislamiento de viviendas desaparecerían. Si dependiera del combustible de calefacción para mantenerse caliente, eso desaparecería. El suelo de linóleo y los azulejos se verían afectados. Pintar las paredes sería un desafío. Es probable que los muebles, almohadas, alfombras, cortinas, platos, tazas y sartenes antiadherentes también estén fabricados con productos derivados del petróleo.

Sería un desafío mantener la limpieza o mantener limpios los hogares, si el petróleo desapareciera mañana. Los detergentes para la ropa y los platos suelen derivarse de productos derivados del petróleo. El jabón, la pasta dental, la crema para manos, el desodorante, el champú, la crema de afeitar, los anteojos, las lentes de contacto, los peines, los cepillos; todos normalmente contienen productos derivados del petróleo.

Sería un desafío llegar a cualquier lugar, ya que el asfalto que pavimenta las carreteras y aceras desaparecería.

Si el petróleo desapareciera mañana, se perderían millones de empleos. Los ingresos fiscales se agotarían. La producción industrial se contraería. El crecimiento económico se revertiría. La situación de los más afectados por el costo del combustible empeoraría.

Ni siquiera esta es la lista completa de todo lo que se vería afectado en un escenario tan impensable.

Sin embargo, a pesar de estas realidades, hay llamados que dicen ‘Simplemente detengan el petróleo’, ‘Manténganlo en el suelo’ o ‘no inviertan en nuevos proyectos de petróleo y gas’.

Por supuesto, todos queremos ver reducidas las emisiones de gases de efecto invernadero. La OPEP cree que las soluciones tecnológicas y las mejoras en la eficiencia pueden desempeñar un papel vital. La industria petrolera ya es proactiva en este sentido.

Debemos ser cautelosos de poner en peligro el presente en nombre de salvar el futuro. Es importante que todos comprendamos plenamente los inmensos beneficios que el petróleo y los productos derivados del petróleo continúan brindando a las personas y naciones de todo el mundo.

* Secretario General de la OPEP

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Las nuevas tarifas residenciales de gas natural en el AMBA

por Santiago Urbiztondo *

Desde este mes rigen nuevas tarifas de gas natural en todo el país, que incluyen el mayor costo del gas natural post-devaluación y nuevos valores transitorios de los márgenes de transporte y distribución, fuertemente retrasados en términos reales respecto de valores razonables (como los del período 2018- 19). En lo que respecta a los usuarios residenciales del AMBA, si bien se trata de subas muy importantes (en promedio del 343%), se mantienen los subsidios fiscales a los usuarios de bajos ingresos y al consumo inframarginal de los usuarios de ingresos medios, al tiempo que se acentúan las distorsiones a favor de los usuarios con bajo consumo y en contra de los usuarios de altos consumos (cualesquiera sean sus ingresos), que podrían llegar incluso a provocar subsidios cruzados que están prohibidos por la legislación vigente.

Aunque no existe mucho espacio para el gradualismo en la normalización tarifaria, el shock ha sido tal vez extremo (al menos así será en breve, al eliminar el subsidio al PIST para los usuarios de ingresos medios y bajos cuando se implemente la nueva tarifa social), pero, peor que eso, sin estar orientado correctamente respecto de la estructura de precios que conducirá a una etapa de despolitización de las tarifas de los servicios públicos y su recuperación para sustentar un ordenamiento eficiente del sector y de las decisiones de consumo e inversión en el futuro. Es, así, una decisión valiente y riesgosa, que también contiene una oportunidad perdida.

El 3 de abril, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó los nuevos cuadros tarifarios para el servicio de gas natural por redes en todo el país, ya vigentes en este mes. Las nuevas tarifas incorporan aumentos del precio del gas natural –Precio de Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, PIST– dispuestos por la Secretaría de Energía (SE) pocos días antes y también nuevos valores para remunerar las actividades de transporte y distribución (T&D) de gas natural siguiendo lo discutido en la Audiencia Pública de los días 8 y 9 de enero pasados. Esta es la segunda decisión regulatoria directa sobre las tarifas de energía por parte del nuevo gobierno nacional en el contexto de la emergencia energética sancionada en el DNU 70 del 16 de diciembre 2023, y junto con la resolución del ENRE 102/24 examinada en el número pasado de Indicadores de Coyuntura1 y el anuncio de adopción de un nuevo criterio para la definición de una tarifa social según lo discutido en la Audiencia Pública del 29 de febrero y de la realización de una revisión tarifaria integral (RTI) a completarse al cabo de los próximos 12 meses, definen la impronta regulatoria de la nueva administración respecto de la normalización de los servicios públicos de electricidad y gas natural, seriamente afectados por la pésima política regulatoria del gobierno anterior.

En esta nota presento una evaluación preliminar de la Resolución ENARGAS 120/24 respecto de las tarifas residenciales del servicio en el AMBA (en particular, considerando el área servida por Metrogas), tomando como referencia las estimaciones y propuestas cuantitativas y cualitativas contenidas en un estudio reciente de FIEL.2

 

Sintéticamente, en FIEL (2023) llevamos a cabo un ejercicio de “normalización tarifaria” paralos usuarios residenciales del servicio eléctrico y de gas natural en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde en cada servicio proponemos adoptar una única tarifa eléctrica residencial “en dos partes” (T2P) en la cual se eliminen todos los subsidios vigentes (esto es, los subsidios fiscales al precio mayorista de la energía que pagan los usuarios de ingresos medios y bajos en todo el país; los subsidios econó- micos que surgen por márgenes de T&D insuficientes para cubrir los costos eficientes de esas actividades reguladas en el AMBA; y los subsidios cruzados y las distorsiones en las señales de precios contenidos en la estructura tarifaria donde los cargos fijos y variables no reflejan respectivamente los costos fijos y variables de la actividad de T&D para atender a cada usuario residencial), e incorporar una nueva tarifa social (TS) consistente en la devolución de una suma fija a los usuarios de bajos ingresos (definidos inicialmente, dada la segmentación tarifaria vigente, por los usuarios actualmente incluidos en el Grupo N2). En la T2P estimada en FIEL (2023), la eliminación de subsidios cruzados y distorsiones de precios relativos se obtiene requiriendo que ese cargo fijo –único para todos los usuarios residenciales antes de la tarifa social– permita obtener ingresos tarifarios equivalentes al 70% del costo total de T&D (denominando VAD&T).

La actualización de los valores estimados en FIEL (correspon- dientes a nov-23) hasta abril 2024 puede hacerse (en térmi- nos aproximados) aplicando un ajuste del 140% a los valores nominales de esa T2P (teniendo en cuenta que la devaluación oficial en los 4 meses del período nov-23–mar-24 rondó el 145% y la inflación mayorista presumiblemente –suponiendo 10% en marzo– habrá también rondado 145%, mientras que la inflación minorista se habrá aproximado al 120%). La T2P del servicio residencial de gas natural resultante para el mes de abril 2024 (llamada más adelante “T2P FIEL”, usada como referencia para el análisis en esta nota) incluye así un cargo fijo de 14.144 $/mes y un cargo variable de 179,4 $/m3 (que, dado el PIST de 33,1 $/m3 vigente en nov-23 también incrementado en 140%, arroja un margen variable de T&D igual a 99,9 $/m3), con una tarifa social (para el servicio de gas natural solamente) consistente en un descuento de 14.400 $/ mes para todos los usuarios del Grupo N2. De esta manera, el Cuadro 1 muestra los montos erogados (facturas) mensuales, antes de impuestos, para los consumos mensuales (promedio anuales) representativos dentro de cada sub-categoría tari- faria residencial y para los usuarios dentro de cada uno de los grupos de ingresos N1 (altos), N2 (bajos) y N3 (medios) introducidos en septiembre de 2022 por el gobierno anterior, que fueron estimados en FIEL (2023) y son re-expresadas a valores de abril 2024. Como síntesis de la dispersión de los montos a ser erogados mensualmente por distintos usuarios residenciales, se observa que un usuario de bajos recursos con tarifa social (TS) y bajo consumo debería pagar con la T2P FIEL solamente 3.200 $/mes (más impuestos), mientras que otro usuario de ingreso y consumo altos unos 78.000 $/mes.

Los niveles de las facturas promedio de los usuarios en cada grupo de ingresos difieren por la distinta composición de cada grupo según niveles de ingreso (el consumo de los usuarios del Grupo N1 es, en promedio, mayor al del resto, mientras que ocurre lo opuesto con los usuarios del Grupo N3, razón por la cual la factura promedio de los primeros es la mayor (casi 39.000 $/mes) y la de los primeros la menor (casi 20.000 $/mes, sin contar la tarifa social que recibirían los usuarios del Grupo N2).

Las nuevas tarifas residenciales dispuestas por la Resolución ENARGAS 120/24

Las tarifas residenciales de gas natural aprobadas por la Res. ENARGAS 120/24 para los usuarios de Metrogas S.A. se resumen en el Cuadro 2, considerando cada una de las sub-categorías R1 a R34 y cada grupo de ingresos, según los valores vigentes hasta marzo y los nuevos valores que rigen desde abril. En esta exposición se distinguen los cargos fijos y variables incluidos en las tarifas de cada categoría, indicando además el margen de transporte y el PIST incluidos en cada caso para así estimar el margen conjunto de transporte y distribución (T&D) y las tarifas resultantes (sin impuestos) para niveles de consumo típicos dentro de cada sub-categoría. La síntesis de la dispersión de los montos a ser erogados mensualmente por distintos usuarios residenciales arroja valores mayores que los resultantes de la T2P FIEL: un usuario de bajos recursos y bajo consumo pagará mensualmente (como promedio durante el año) unos $ 4.640, mientras que otro usuario de ingreso y consumo altos unos $ 97.000 (más impuestos en ambos casos).

Análisis de la nueva estructura tarifaria para los usuarios residenciales en el AMBA

Una primera interpretación de los datos contenidos en el Cuadro 2 surge de considerar los indicadores incluidos en el panel inferior. Allí pueden observarse, en primer lugar, los valores máximos y mínimos de cada componente tarifario (con fines puramente descriptivos), y adicionalmente dos ratios relevantes:

entre los valores aplicables a los usuarios de muy alto con-sumo (R34) y los aplicables a los usuarios de muy bajo consumo (R1), ambos del grupo de ingresos N1, y

entre los valores promedio de los dos grupos de usuarios de ingreso extremos (N2 vs N1).

Sobre el primer ratio, se observa que la dispersión de cargos fijos según niveles de consumo aumentó fuertemente (dicho ratio pasó de 4,5 a 17,1), por lo cual, pese al correcto avance hacia la homogeneización de los cargos y márgenes de transporte y distribución (T&D), se produce un aumento en el ratio entre las tarifas finales (desde 14,3 hasta 17,9, contrario a la reducción de ese ratio que correspondería a la adopción de una única T2P aplicable a los usuarios residenciales cualquiera fuera su nivel de consumo –que, observando el Cuadro 1 donde se incluye la T2P computada en FIEL (2023), llevaría dicho ratio a sólo 4,4). Se trata de una distorsión relativamente más leve que la existente en el caso del servicio eléctrico provisto en el AMBA (donde el cargo fijo va de 800 $/mes a 29.000 $/mes aproximadamente según el nivel de consumo residencial), pero resulta llamativo y lamentable que se haya producido ahora, cuando se esgrime la intención de eliminar distorsiones tarifarias de distinto tipo acumuladas durante las últimas 2 décadas de populismo regulatorio.

Sobre el segundo ratio, vale resaltar que bajo la nueva resolución del ENARGAS los cargos fijos no dependen del grupo de ingresos al que pertenece cada usuario, mientras que los cargos variables sí lo hacen, aunque ello ocurre fundamentalmente porque el PIST que se carga a la tarifa en cada grupo de ingresos es muy distinto (los usuarios en el Grupo N2 pagan el 27% del valor del PIST que pagan los usuarios en el Grupo N1), siendo los márgenes de T&D mucho menos diferenciados (los usuarios del Grupo N2 pagan sólo 7% menos que los usuarios del Grupo N1).

La presentación de los cambios porcentuales de cada componente tarifario, en el Cuadro 3, permite hacer distintas observaciones adicionales.

En primer término, se destaca el aumento superior al 1.000% del cargo fijo aplicado a los usuarios residenciales de muy alto consumo (R34). Dicho incremento, en realidad fue todavía mayor para los usuarios de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires (CABA), ya que los valores consignados en los Cuadros 2 y 3 contienen un promedio de los valores aplicados a usuarios en CABA y Provincia de Buenos Aires (PBA), los cuales prácticamente no tenían diferencias hasta aquí pero sufrieron una fuerte diferenciación –en el caso de los usuarios R34– a partir de abril: los 40,8 mil $/mes consignados en el Cuadro 2 promedian 52,7 mil $/mes en CABA y 27,8 mil $/ mes en PBA. Al respecto, esta novedosa diferenciación entre las tarifas de Metrogas aplicables en CABA y PBA difícilmente pueda explicarse por diferencias de costos (en todo caso, la menor densidad poblacional en PBA conllevaría costos fijos atribuibles a cada usuario mayores allí que en CABA, y por ende cargos fijos mayores en PBA que en CABA, al revés de lo decidido por el ENARGAS; tal vez esta diferenciación busque aplicar un cargo fijo muy alto a los consorcios de departamentos, con altos consumos comunes y bajos consumos individuales, más extendidos en CABA que en PBA, pero en tal caso tal diferenciación debería basarse en la cantidad de unidades habitacionales conectadas al servicio en cada consorcio –a partir de la cual existen algunos costos fijos específicos a cada usuario adicionales al costo fijo común– y no de esta manera).

Además, está la cuestión del excesivo nivel de este cargo (para los usuarios R34): 53 mil pesos de cargo fijo para los usuarios R34 en CABA (o 40,7 mil $/mes en promedio para CABA y AMBA), es un valor excepcionalmente elevado, que excede plenamente los valores comparables en cualquier comparación internacional y también el valor de dicho cargo fijo correspondiente a una única T2P como la estimada en FIEL (2023) donde se supuso que el 70% del costo de transporte y distribución es fijo y por lo tanto debe recuperarse por medio del cargo fijo –en esa estimación, con valores actualizados hasta abril 2024, se obtuvo un valor de 14,1 mil $/mes, poco más del 25% del valor aplicado a los usuarios R34 en CABA.

Si bien esta fuerte diferenciación en los cargos fijos (por nivel de consumo y por ubicación geográfica en CABA y PBA) por sí sola no alcanza para demostrar la existencia de subsidios cruzados (porque los costos fijos son en gran medida comunes o compartidos para la atención de muchos usuarios en una misma zona geográfica, de forma tal que hay un amplio margen para que algunos usuarios paguen una porción mucho mayor que otros de dichos costos fijos comunes sin que ello lleve a pagar precios superiores al “costo solitario” o inferiores al “costo incremental” tal como es necesario técnicamente para la existencia de subsidios cruzados), se trata de una discriminación que no tiene mayor sentido económico: la diferenciación de cargos fijos por nivel de consumo podría ser parte de un “menú de tarifas en dos partes”, donde se combinen cargos fijos crecientes asociados a cargos variables decrecientes a medida que aumenta el consumo, de forma tal que la tarifa relevante es una envolvente inferior que contiene descuentos por cantidad.

Sin embargo, ello no es así en este caso, donde los cargos variables se han homogeneizado para los distintos niveles de consumo dentro de cada grupo de ingresos (mejor que antes, donde también eran crecientes con el nivel de consumo).

Tal diferenciación también sería correcta como parte del diseño de una tarifa social (como la que hemos propuesto en FIEL (2023) y de hecho planea poner en práctica la Secretaría de Energía en los próximos meses –con una complejidad mayor para diferenciar las deducciones del cargo fijo según la composición familiar, la ubicación geográfica y los ingresos de cada familia–), pero en tal caso la diferenciación de cargos fijos respondería a diferencias de ingresos de los usuarios y no de sus niveles de consumo.

El Gráfico 1 es útil para complementar este análisis. Como se mencionó antes, la Resolución ENARGAS 120/24 no incluye, siquiera parcialmente, un avance hacia la disposición de una T2P única, eficiente, no discriminatoria y (presumible su propia atención individual más una porción del costo fijo común para abastecer a todos los usuarios del área servida, de modo tal que los usuarios de muy altos consumos no están pagando más allá del costo total atribuible a su propio servicio), prohibido por la Ley 24.076 que regula el funcionamiento del sector de gas natural desde el año 1992, igualmente representa una distorsión que no tiene ningún fundamento razonable dado que la diferenciación de los cargos fijos y de los márgenes de T&D se hace aquí por nivel de consumo y no –como debería hacerse– por nivel de ingreso. (Nótese que para el promedio de los usuarios N1, la T2P FIEL aplicable en abr-24 arroja un valor mayor al de la Resolución ENARGAS 120/24 producto de que, como se señaló antes, ENARGAS pudo haber aplicado indicadores de inflación distintos e inferiores al IPIM o considerado cambios en los costos efectivos del servicio hasta la realización de la revisión tarifaria integral prevista dentro de los próximos 12 meses que podrían explicar tal diferencia).

En segundo lugar, corresponde notar que el aumento del PIST según el grupo de ingresos está en línea con la devaluación del peso (es levemente mayor), pero también que su aplicación para los usuarios de menores ingresos –cuyo PIST reconocido en la tarifa subió 149% y no 173% como lo hizo para los del grupo de altos ingresos (N1)– conduce a una leve profundización real o relativa del subsidio (hasta marzo, el PIST pagado por los usuarios N2 era el 29% del pagado por los usuarios N1, mientras que desde abril es sólo el 27%).

Al momento de reemplazar este subsidio aplicado al PIST por la tarifa social que incluirá la asistencia para que el gasto energético de una canasta básica (de gas y electricidad) no supere el 10% del ingreso familiar, como se propone hacer la Secretaría de Energía en breve, seguramente habrá usuarios de bajos ingresos que se verán afectados de distinta manera: aquéllos con bajos niveles de consumo (pese a una composición familiar más amplia y en zonas geográficas menos templadas), seguramente percibirán una reducción tarifaria pese al mayor PIST, ocurriendo lo opuesto con los usuarios de altos niveles de consumo a quienes se les definan canastas básicas menos generosas. Cabe esperar, de todas formas que, para los usuarios subsidiados considerados en conjunto, la aplicación de la nueva tarifa social en los próximos meses provocará una pérdida neta de subsidios (obviamente ello será así para los del Grupo N3 con ingresos medios, que en principio no recibirán ninguna tarifa social), y por lo tanto que habrá un aumento adicional en las tarifas residenciales promedio observadas (el cual, presumiblemente, llevaría el aumento acumulado hasta un nivel similar al estimado en el Gráfico 1 con la T2P propuesta en FIEL (2023)).

En tercer lugar, el aumento del margen de transporte, del 692%, luce claramente muy alto, aunque de todas maneras es levemente menor al aumento estimado para eliminar el retraso tarifario real desde 2018 (en noviembre 2023 en FIEL lo estimamos en 321%, por lo cual su actualización aplicando una indexación del 140% hasta abril 2024 llevaría a una recomposición del 900% –(1+321%)*(1+140%)-1). En términos reales, y considerando sólo el período desde su última actualización previa (mayo 2023), con una inflación mayorista acumulada en torno al 290% entre may-23 y mar-24, el aumento real del margen de transporte desde entonces es de “sólo” 100%. En cualquier caso, utilizando distintos indicadores de inflación de costos (y la información provista por las empresas reguladas que ENARGAS debió examinar previo a la Resolución 120/24) es perfectamente posible que el aumento dispuesto se aproxime al que elimina el retraso tarifario real en este segmento del mercado (denominado “subsidio económico” desde las empresas prestadoras hacia los usuarios) de forma plena y de una única vez (por caso, si se considerase la actualización hasta febrero 2024 y se tomara en cuenta la inflación minorista, la actualización aplicada por ENARGAS complementaría la que estimamos en FIEL hasta noviembre 2023), pero ello no ha sido así considerando el transporte y la distribución en conjunto (cuyo aumento promedio ronda el 350%). También cabe notar que aunque la Resolución 120/24 prevé que el PIST incorporado en las tarifas residenciales varíe estacionalmente (correspondiendo un aumento entre mayo y septiembre 2024, cuando la utilización de gas importado desde Bolivia y el GNL encarece el costo medio y marginal del consumo doméstico), los cargos de transporte (medidos en $ por m3 transportado) presumiblemente no serán redefinidos estacionalmente (lo cual debería hacerse para que el costo de la ampliación de la red de transporte recaiga en la demanda pico –durante el invierno– que lo motiva).

En cuarto lugar, al tiempo que las tarifas residenciales aumentan entre 220% y 525% según quiénes sean los usuarios alcanzados (las subas más altas son para los usuarios del Grupo N2 por la mayor incidencia de la suba de márgenes de T&D), para los usuarios del Grupo N1 las subas rondan el 300% (excepto para R1, 220%), y aunque deberían haber sido mayores para los usuarios de bajos niveles de consumo, ocurrió lo opuesto. Ello es problemático porque esta decisión de diseño tarifario no se corresponde con la búsqueda de reflejar los costos e inducir decisiones de consumo e inversión eficientes, y deja lugar a modificaciones futuras que tampoco podrían tener una lógica clara y predecible; por ejemplo, considerando la creciente competencia entre el gas natural y la electricidad como fuente energética en cada hogar (en particular en el contexto de nuevos desarrollos de energía distribuida cuyo despliegue podría ser importante si los precios de la energía comienzan a reflejar correctamente su costo y si baja el costo de capital suficientemente), las nuevas tarifas dispuestas por el ENARGAS provocarán que algunos de sus usuarios de alto consumo de gas decidan desconectarse y reemplazar su servicio por el eléctrico (y mucho más en el caso de las nuevas construcciones que todavía no realizaron la instalación de la red de gas, obviamente), pero ello no será eficiente si es el resultado de que el cargo fijo que éstos enfrentan es exorbitante y excede largamente el costo fijo que será evitado por Metrogas luego de que tales usuarios abandonen su red (situación ante la cual el resto de los usuarios de la red de gas natural deberán enfrentar –en un menor número– los mayores costos unitarios, o bien la regulación deberá corregirse para mejor –con una estructura tarifaria más eficiente– o para peor –poniendo trabas artificiales a la competencia entre distintas formas de provisión de energía).

En síntesis, el ENARGAS acaba de aplicar un aumento muy fuerte de tarifas, en particular aumentando los márgenes de T&D por medio de subas en los cargos fijos y variables de las tarifas residenciales, sin un criterio económico razonable en pos de tender a una estructura tarifaria que refleje mejor la estructura de costos fijos y variables del servicio (y la incidencia sobre ellos de cada usuario residencial): si bien los cargos fijos subieron en promedio más que los márgenes variables de T&D (680% vs. 349%), la dispersión de los cargos fijos por nivel de consumo aumentó en vez de disminuir o ser eliminada. Por ello, pese a la decisión del gobierno y el ENARGAS de avanzar en la normalización de una situación tarifaria y regulatoria fuertemente deteriorada durante el gobierno anterior, sin esquivar los costos políticos que tal sinceramiento podrá acarrear, la Resolución ENARGAS 120/24 representa también la pérdida de una oportunidad para hacer una reforma tarifaria mejor concebida.

Conclusión

Las nuevas tarifas del servicio de gas natural aplicables a los usuarios residenciales del AMBA motivan un análisis muy similar al presentado al examinar las nuevas tarifas del servicio eléctrico vigentes desde febrero pasado: más allá reconocer la complejidad y las dificultades en términos políticos y sociales de enfrentar y resolver las distorsiones heredadas por la actual administración, y también de ponderar el coraje con el cual rápidamente se ha iniciado un proceso de normalización tarifaria que en términos generales luce correctamente orientado (con medidas de emergencia y transitorias para atacar rápidamente los elementos insostenibles de dicha herencia, y al mismo tiempo preparar el terreno y avanzar en las tareas técnicas necesarias para completar la normalización al cabo del primer año de gobierno), el nuevo diseño tarifario para el servicio residencial de gas natural contiene un problema importante: no se ha avanzado hacia la eliminación de distorsiones en la estructura de las tarifas, e incluso se han restablecido y magnificado discriminaciones sin sentido económico que presumiblemente representan nuevos subsidios cruzados, que además de ilegales son inconducentes a una organización eficiente de este mercado en el mediano y largo plazos.

Otros elementos en esta resolución, no examinados aquí (como la revisión mensual del PIST para trasladar a las tarifas las variaciones del tipo de cambio, y actualización por inflación y cambios exógenos en los costos del servicio desde mayo según un indicador que contempla un promedio ponderado de la inflación mayorista (36,8%), la variación del costo de la construcción (14,2%) y la variación de los salarios promedio del sector privado registrado (49%), hasta tanto se realice la revisión tarifaria integral), lucen razonables en el contexto macroeconómico inflacionario e inestable actual, más allá de detalles opinables.

Frente al fuerte retraso tarifario heredado de la administración anterior, el gobierno nacional claramente eligió realizar un ajuste tarifario de shock, el cual en materia de gas natural y electricidad será completado –previo a la realización de una revisión integral al cabo de 12 meses– al implementar la tarifa social resultante de asegurar que el consumo de una canasta básica de consumo energético no supere el 10% del ingreso familiar (lo cual implicará distintos niveles de subsidios fiscales a ser otorgados a distintos usuarios, en conjunto menores y sin vínculo con el consumo efectivo de cada uno de ellos). Al completarse esta “normalización transitoria”, en conjunto con otras “normalizaciones” que han impactado fuertemente en el poder adquisitivo de la población (por la devaluación del peso, la liberalización de precios reprimidos, etc.), podrá verificarse el grado de solidez jurídica, política y social que tienen estas nuevas tarifas de energía.

En lo personal, mi inclinación técnica ha sido a favor de la adopción de una normalización también de shock, tendiente a eliminar rápidamente todos los subsidios incorporados en las tarifas de energía durante las últimas dos décadas (excepto por una nueva tarifa social con un descuento de suma fija sobre la tarifa final), aunque ello igualmente significaba completar el ajuste pleno del nivel y estructura de las tarifas (anunciado desde el principio) al cabo del primer año de gobierno. Mi discrepancia saliente con esta normalización decidida por medio de las resoluciones del ENRE 102/24 y ENARGAS 120/24 es respecto del diseño de la estructura tarifaria, manteniendo y acentuando una discriminación en los cargos fijos para usuarios con distintos niveles de consumo que deja la puerta abierta para futuras decisiones reñidas con una buena práctica regulatoria y por lo tanto no conducen hacia una rápida y fuerte reducción del costo de capital a ser computado en las futuras inversiones en este sector, condenando así a los usuarios a tener que pagar costos mayores que los alcanzables con una regulación más predecible y eficiente.

*Economista de FIEL

Publicado originalmente en “Indicadores de Coyuntura” No 662, abril de 2024

Urbiztondo, S.: “Resolución ENRE 102/2024: Las nuevas tarifas eléctricas residenciales en el AMBA”, Indicadores de Coyuntura # 661, Marzo 2024. Navajas, F., S. Urbiztondo y J.P. Brichetti: “Lineamientos para una reforma regulatoria en energía a partir de diciembre 2023: gas natural y electricidad”, Documento de Trabajo No 131, FIEL, Diciembre 2023. Ver también Urbiztondo, S.: “Correcciones tarifarias pendientes en el sector energético: una primera aproximación”, Indicadores de Coyuntura # 652, Junio 2023.

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100 primeros días de política energética libertaria

¿Qué propusieron? ¿Qué concretaron? ¿Qué podrían llegar a hacer?

Escenarios Energéticos 2024, la publicación trimestral que editan Mauricio Roitman y Luciano Caratori realiza un ejercicio teórico y plantean escenarios de corto plazo, con foco en 2024, para los sectores de gas y energía eléctrica de Argentina. Los autores advierten que no se trata de pronósticos ni predicciones,  sino de escenarios eventuales resultantes de la combinación de diferentes supuestos de demanda, oferta, precios y productividad, es decir de proyecciones de lo que podría ocurrir dependienndo de combinaciones de supuestos y valores posibles de algunas variables exógenas de relevancia.

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Milicic comenzó su primera experiencia en Paraguay

La empresa argentina de construcciones y servicios inició las tareas de
movimientos de suelos para el proyecto Paracel, en Paraguay, la obra de mayor
inversión privada en la historia del país.

Se trata de la construcción de una Planta Industrial de pasta celulosa en la
región de Concepción, a 430 km de Asunción.

Trabajar en un proyecto de semejante envergadura como Paracel nos habilita
a expandirnos a nuevos mercados fuera de Argentina y continuar con el
proceso de internacionalización, tal como lo hicimos en Uruguay y lo estamos
haciendo en Perú”,
expresó Federico Liquitay, jefe de Proyecto de Milicic.

Se ha comenzado con un contrato de trabajos iniciales, denominado Alternativa
7, de un año de duración, y previo a la ejecución de los trabajos del contrato
principal. Dentro del alcance se encuentra la ejecución de movimientos de
suelos de diferentes áreas que incluyen 1.200.000 m2 de limpieza del terreno,
900.000 m3 de excavación y 600.000 m3 de relleno correspondientes a las
obras de infraestructura de la futura planta.

Finalizados estos trabajos, se dará comienzo al contrato principal de
movimientos de suelos e infraestructura de toda la planta, a través del
consorcio Milicic-Tocsa-Ecomipa. “Existe una muy buena coordinación con la
UTE. Tienen un amplio conocimiento de proveedores, subcontratistas e
información local para el desarrollo de las actividades de forma sostenible”,

agregó Liquitay.

Paracel proyecta una producción anual de 1.8 millones de toneladas de
celulosa blanqueada de alta calidad, cumpliendo los más altos estándares de
sustentabilidad, de forma responsable con la sociedad y el medioambiente.
“Trabajamos con altos estándares de cuidado del medioambiente, con un fuerte
compromiso de conservación de flora y fauna, reforestación, etc.”,
señaló
Liquitay.

El proyecto emplea en esta etapa 130 colaboradores directos e indirectos de la
UTE Milicic-Tocsa-Ecomipa. Además, el consorcio trabaja con 70 equipos para
estas actividades, de los cuales 25 son provistos por Milicic.

ACERCA DE MILICIC

Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de
experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los
principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000
empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los
desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.

Más información: www.milicic.com.ar

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Piden garantías de remediación del pasivo ambiental antes que YPF venda Areas Maduras

En defensa de los intereses de la provincia del Neuquén ante la posible venta de áreas maduras por parte de YPF, Darío Martínez, ex secretario de Energía de la Nación y actual diputado provincial de Neuquén (UP), presentó dos proyectos de ley que exigen garantías de remediación del pasivo ambiental, así como la participación de empresas locales en la explotación futura de esos recursos.

Según Martínez, YPF debe asumir la responsabilidad ambiental y económica antes de proceder con la venta de estas áreas. En sus declaraciones, expresó: “YPF no puede desentenderse de los pasivos ambientales, de las Pymes y de los trabajadores neuquinos”.

Una de las propuestas legislativas presentadas por Martínez exige que “YPF garantice la remediación del daño ambiental causado por la explotación en estas áreas antes de concretar cualquier operación de venta”.

En cuanto a la segunda ley propuesta, Martínez plantea “promover la participación de las Pymes neuquinas en la explotación de estas áreas, considerándolas como una oportunidad para el crecimiento económico local”. “La explotación de Áreas Maduras puede ser una excelente oportunidad para nuestras Pymes y nuestros trabajadores”, afirmó el diputado.

Martínez enfatizó la importancia de proteger los intereses de la provincia y sus habitantes frente a los objetivos comerciales de YPF. “Para defender estos intereses de todos los Neuquinos, para darle una herramienta al gobernador, y para tener una relación franca con YPF es que presentamos estos dos proyectos de Ley”, declaró.

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YPF Full espera superar las 1.000 tiendas en todo el país

. FULL es la tienda de conveniencia de YPF. Para este año, la compañía espera sumar 120 tiendas a su red, superando las 1.000 Full en todo el país. En el 2023 se incorporaron 137 nuevas tiendas, con un 70 % de ellas con nueva imagen.

Entre los servicios que se destacan por la aceptación de los clientes está la APP YPF que logró una alta penetración como medio de pago electrónico con 7.2 millones de transacciones en el 2023, una penetración promedio del 12,6 % en el último trimestre y un ticket promedio un 40 % mayor que el ticket de tienda.

Las tiendas de conveniencia se volvieron un competidor en el rubro gastronómico con las principales cadenas del país. En este contexto, YPF FULL se posicionó como el principal jugador del mercado de café, con más de 34 millones de cafés vendidos, un promedio mensual de 2.800.000 cafés.

Además, se posicionó en el segundo lugar en el mercado del fast food. También, suma productos y variedad de servicios para sus lientes. Con una marca propia, FULL ya presentó en el mercado los MIX de frutos secos y del bosque, alfajores, galletitas de limón y café molido entre otros.

El desafío no es solo seguir creciendo sino sostener la calidad de los servicios en toda la red. Por esa razón, para FULL es muy importante contar con procesos estandarizados de operación que garanticen una misma experiencia por medio de una capacitación constante. Desde YPF vamos a acompañar a los clientes que eligen sus productos diariamente.

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MEGSA-ENARSA: Otra subasta desierta por el GNL regasificado

Como estaba programado, el Mercado Electrónico del Gas realizó el miércoles 10 la Subasta solicitada por ENARSA para la venta de cargamentos de GNL recientemente adquiridos, que serán regasificados, con destino a Consumidores en General (Centrales Térmicas, Industrias, Comercializadores).

Tal como ocurrió en una licitación similar del martes 9 para cubrir la demanda prioritaria de las Distribuidoras, el MEGSA informó que también resultó DESIERTA.

Por tal razón el volumen en venta para esta segunda Subasta fue de 2.500.000 metros cúbicos/día, se indicó.

Para el GNL regasificado ofrecido por ENARSA se estableció un precio mínimo de venta de 12,90 U$S el MMBTU, que contempla el costo de dichos envíos (U$S 9,90), más los costos operativos asociados (transporte y regasificación).

Ante estos resultados, se espera conocer cual será el criterio a seguir por parte de la Secretaría de Energía, que procura que las empresas privadas paguen directamente este insumo que ENARSA importa para cubrir la mayor demanda de gas en la época invernal.

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ARPEL-Naturgás: YPF y su plan en la transición

El CFO de YPF, Federico Barroetaveña, manifestó acerca de la transición energética que “el gran desafío de las empresas petroleras es reinventarse”. “Estamos focalizando las inversiones en la parte más importante de YPF, que es Vaca Muerta y, en este sentido, tenemos la mayor eficiencia productiva y las mejores rentabilidades”, manifestó.

En el marco de la Semana Arpel-Naturgas, que se desarrolla en Cartagena de Indias, Colombia, Barroetaveña describió que “El plan de YPF consiste en incrementar 65 % la producción de shale oil, un activo de Vaca Muerta que representa las segundas reservas de shale gas del mundo y las cuartas de shale oil”.

“La magnitud y eficiencia que tiene Vaca Muerta, brinda una oportunidad única para Argentina para posicionarse como un exportador de magnitud en gas y petróleo”, aseveró.

Cabe referir que en el contexto del desarrollo del Plan 4×4, YPF se desprenderá de áreas convencionales maduras en cuanto a su producción. En este sentido, avanzará en los próximos meses con un proceso de cesión del 100 % de su participación en ciertos grupos de concesiones de explotación convencional.

Por otra parte, el Ejecutivo de YPF aseguró que, en el contexto de la transición la empresa fundó YPF Luz dedicada al desarrollo de proyectos de energía eólica y solar, que ya aporta el 10 % de la electricidad de Argentina. “Ahí tenemos mucha oportunidad de crecimiento”como empresa, manifestó Barroetaveña.

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Pemex volverá a restringir exportaciones de crudo en mayo

Continuando con su política de recortes, Pemex prevé disminuir sus ventas al exterior de unos 330.000 (bpd) en mayo. Esta medida representa un tercio menos de suministro a clientes en Estados Unidos, Europa y Asia . El plan sigue a la retirada de 436.000 bpd de crudos Maya, Istmo y Olmeca este mes, ordenada por la petrolera a su brazo comercial PMI Comercio Internacional porque necesita suministrar más a sus refinerías nacionales, ya que apunta a la autosuficiencia energética.

Pemex no tiene otra opción que aplicar recortes mensuales a las exportaciones después de que su producción de crudo en febrero cayera al nivel más bajo en 45 años y las refinerías del país, incluida una nueva instalación en el puerto de Dos Bocas, comenzaran a recibir más crudo.

Se espera que sólo Dos Bocas necesite una media de unos 179.000 bpd de crudo este año, según cifras oficiales. Actualmente, Pemex procesa la mitad de su producción diaria de crudo, que se sitúa en una media de 1,8 millones de barriles, según una reciente actualización del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador.

El Ministerio de Energía de México espera que el procesamiento interno aumente a un promedio de 1,04 millones de bpd este año desde 713.300 bpd en 2023, dejando menos barriles disponibles para las exportaciones en el resto del año.

Esperan que los recortes de mayo sean entre 10 y 14 millones de barriles (en total). Aunque los recortes son significativos y se espera que se apliquen mensualmente a partir de abril, el brazo comercial de Pemex no ha declarado fuerza mayor sobre los contratos de suministro, dijeron las fuentes, que son comerciantes.

La mayoría de los contratos incluyen cláusulas para asignar volúmenes mensuales de crudos específicos en función de la disponibilidad, añadieron las fuentes. Los volúmenes se acuerdan a mediados de mes.

La Secretaría de Energía de México prevé que el ritmo de procesamiento de petróleo aumente a 1,04 millones de barriles diarios este año, lo que, basándose en las cifras de exportación de 2023, sugiere que México bien podría tener que dejar de exportar crudo en su totalidad. Pero esto depende de que la refinería de Dos Bocas se ponga en marcha de acuerdo con los planes del gobierno, lo que no está garantizado

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Hallazgo de petróleo de Petrobras podría rendir 14.000 millones de barriles

Petrobras descubrió hidrocarburos en la cuenca marina Potiguar, en el extremo sur de la prometedora región conocida como Margen Ecuatorial. La explotación puede rendir 14.000 millones de barriles de petróleo.

El yacimiento fue descubierto por el pozo exploratorio Anhangá en el bloque POT-M-762-R15, un área marina frente al litoral del nordeste brasileño en la que Petrobras tiene la concesión para explorar y explotar individualmente con un 100% de participación.

Se trata del segundo hallazgo de acumulaciones de hidrocarburos en la cuenca Potiguar tras haber descubierto este mismo año un yacimiento en otro pozo, de otra concesión, a unos 24 kilómetros de Anhangá.

El pozo Anhangá está situado próximo a la frontera entre los estados de Ceará y Río Grande do Norte, a unos 190 kilómetros de la ciudad de Fortaleza y unos 250 kilómetros de la ciudad de Natal, en un área en que la profundidad del agua alcanza 2.196 metros en el Margen Ecuatorial brasileño.

El Margen Ecuatorial es un amplio horizonte de explotación en el océano Atlántico, frente a la costa norte de Brasil, en el que la petrolera calcula que existen enormes reservas de hidrocarburos dados los enormes hallazgos hechos en la misma región por Guyana y Surinam.

Pero el área considerada como más prometedora es la región norte del Margen Ecuatorial, frente a la desembocadura del río Amazonas, cuya posible explotación genera una amplia polémica en Brasil debido a su vulnerabilidad ambiental y social.

El volumen de reservas previsto en esa región es siete veces superior al calculado en la cuenca Potiguar.
Según Petrobras las actividades exploratorias en el Margen Ecuatorial representan otro paso en el compromiso de reponer sus reservas y desarrollar nuevas fronteras exploratorias que garanticen atender la demanda global de energía durante la transición energética.

El plan quinquenal de Petrobras prevé inversiones por 7.500 millones de dólares en exploración, de los que 3.100 millones de dólares en el Margen Ecuatorial, en donde la empresa planea perforar al menos 16 pozos hasta 2028

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MEGSA-ENARSA: Licitación desierta para venta de GNL regasificado a Distribuidoras

El Mercado Electrónico del Gas realizó el martes 9/4 la Subasta solicitada por ENARSA para la venta a Distribuidoras de cargamentos de GNL recientemente adquiridos y regasificados. El MEGSA informó que dicha subasta resultó DESIERTA.

“Por tal razón el volumen en venta para la Subasta para CONSUMIDORES EN GENERAL a realizarse el miércoles 10/04 a las 11 será de 2.500.000 metros cúbicos/día”, se indicó.
Cabe referir que para el GNL regasificado ofrecido por ENARSA se estableció un precio mínimo de ventade 12,90 U$S el MMBTU, que contempla el costo de dichos envíos más los costos operativos asociados.

El lunes 9/4 se realizó entonces la subasta destinada a la Demanda Prioritaria (Distribuidoras), y el martes 10/4 se realizará la subasta destinada a Otros Consumidores en General (Centrales térmicas, Industrias, Comercializadores). Se trata de contratos en condición Firme, en U$S /MMBTU.

Las subastas anunciadas corresponden a la primera remesa, que se prevé ingrese a Escobar el 20 de abril, indicó el MEGSA. El Período de abastecimiento es 22/04 al 14/05.

La modalidad es en sobre cerrado (los compradores no ven las ofertas de los otros oferentes), por volúmenes de compra en múltiplos de 250.000 metros cúbicos día.

La asignación de volúmenes de este gas es según ordenamiento de ofertas de compra por precios de mayor al menor hasta agotar el volumen en venta. De ser necesario se aplicará prorrateo.

Los Agentes de MEGSA participan directamente. Quienes no lo sean deberán hacerse representar por uno que cumpla dicha condición, se indicó.

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Genneia proveerá energía renovable a Bayer en sus plantas de Pilar

. Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, acordó con Bayer, la empresa mundial especializada en salud y nutrición, el abastecimiento de energía limpia por el equivlente del 50 % de la demanda de sus plantas ubicadas en Pilar, provincia de Buenos Aires. De esta forma, y sumado al resto de sus fuentes de suministro, Bayer alcanzará a cubrir el 75 % de su consumo con energía de fuentes renovables, se indicó.

Con más de un siglo de innovación en el país, la división de Salud de Bayer cuenta con sus dos plantas de producción en Pilar. Por un lado, se encuentra la Planta 1, que abarca la producción de analgésicos y hormonales, y por el otro, la Planta 2 que concentra la manufactura de productos vitamínicos de la empresa.

Dichas operaciones garantizan el suministro de 2.500 millones de comprimidos a 12 destinos de Latinoamérica y Asia, con los más altos estándares de calidad, certificados por las entidades regulatorias más prestigiosas, se describió en un comunicado.

La nueva alianza entre estas compañías se concreta a través del sistema Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), estableciendo un contrato de provisión de energía verde para ambas plantas por un período de 7 años, iniciando el 1° de mayo de 2024.

La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Desde Bayer se destacó que la Compañía asumió un firme compromiso para la reducción de su huella de carbono trabajando con determinación para lograr la neutralidad de carbono para el año 2030, estando alineados con los ODS y con el Acuerdo Climático de París.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía verde a una de las compañías de salud y agro líderes a nivel global y acompañarlas en este proceso. Esta acción nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Estas soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

Daniel Bettinelli Director principal de Bayer Planta Pilar, destacó que “en Bayer entendemos que la Sustentabilidad es una condición para desarrollar el negocio, y el compromiso de Planta Pilar con la reducción de la huella de carbono es una muestra de ello. Gracias a este acuerdo de largo plazo el 75 % de nuestro consumo energético provendrá de fuentes renovables, avanzando hacia nuestro objetivo de 100 % de energía verde en el corto plazo”.

Acerca de Bayer

Bayer es una empresa multinacional con competencias clave en los ámbitos biocientíficos de la salud y la alimentación. Con sus productos y servicios, la empresa aspira a ser útil a la humanidad y proteger el medio ambiente contribuyendo a encontrar solución a los principales desafíos que plantean el envejecimiento y el crecimiento constantes de la población mundial.

En el año fiscal 2023, el Grupo empleó aproximadamente a 100.000 personas y tuvo ventas por 47.6 mil millones de euros. Los gastos en I+D antes de partidas especiales totalizaron 5.8 mil millones de euros.

Acerca de Genneia

Genneia es 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.

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 cuenta además con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

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Biden podría levantar las restricciones a la venta de GNL

Los mercados esperan con impaciencia una decisión de la Casa Blanca que podría hacer que se levante la prohibición de nuevos proyectos de exportación de GNL mientras que Joe Biden busca la aprobación republicana para un amplio paquete de ayuda a Ucrania, según un cable de la agencia Reuters.

Reuters informó que la Casa Blanca estaba considerando revertir su decisión de finales de enero de pausar nuevos proyectos de exportación de GNL, y dos fuentes anónimas de la Casa Blanca dijeron que levantar la prohibición podría ser recompensado con la aprobación del Congreso para nueva ayuda a Ucrania en su conflicto con Rusia.

La posibilidad de tal compensación se sugirió durante una entrevista del domingo transmitida por Fox News con el presidente republicano de la Cámara de Representantes de Estados Unidos, Mike Johnson, quien indicó que sería más probable que el Partido Republicano apoyara a Ucrania en caso de una reversión del acuerdo.

“PAUSA” DEL PROYECTO DE GNL.

Queremos tener exportaciones de gas natural que ayuden a desfinanciar el esfuerzo bélico de (el presidente ruso) Vladimir Putin allí”, dijo Johnson a Fox News.

La administración Biden detuvo la aprobación de permisos para nuevos proyectos de exportación de GNL en enero, citando incertidumbre sobre las perspectivas del suministro estadounidense a partir de finales de la década de 2020 en adelante. El año pasado, Estados Unidos superó a Qatar y se convirtió en el mayor exportador de GNL del mundo. Ahora, Qatar está intensificando la inversión y el desarrollo, apuntando a un aumento del 85% en su capacidad de exportación de GNL para 2030, mientras busca dominar el mercado. A principios de este año, Qatar dijo que estaba agregando otro importante proyecto de expansión de GNL a sus dos proyectos en curso, y ahora continúa con el proyecto North Field West, después de perforar pozos de evaluación en el campo de gas natural más grande del mundo, el North Field que comparte con Irán. y encontrar “enormes cantidades adicionales de gas” en el campo. El domingo, QatarEnergy dijo que había firmado acuerdos de fletamento por tiempo a largo plazo (TCP) con cuatro armadores internacionales para la operación de 19 nuevos buques de GNL de tamaño convencional, lo que eleva el total de buques fletados a largo plazo para exportaciones de GNL a 104.

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Arpel en Cartagena de Indias, oportunidades para una transición justa

“Que se respete a cada país de nuestra región su derecho a elegir su propio rumbo y ritmo de transición, en función de su punto de partida en cuanto a matriz energética y desarrollo socioeconómico”, planteó Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel), en la inauguración de la Semana Arpel-Naturgas, que inició hoy y se extenderá hasta el 12 de abril en Cartagena de Indias, Colombia.

Durante cinco días, expertos internacionales en temas energéticos, altos ejecutivos de las principales empresas de petróleo y gas de la región, y autoridades gubernamentales y regulatorias de distintos países, tienen la oportunidad de dialogar sobre los temas que rigen la sostenibilidad de la industria de petróleo y gas, durante y post transiciones energéticas.

En ese marco, la primera jornada fue de amplio análisis enfocado en encontrar respuestas de cómo la región va a encaminar el proceso de transición energética, en un contexto donde el 34% de los hogares aún utilizan leña o carbón.

Alcanzar la transición no supone poner en riesgo la seguridad energética”, dijo Alejandro Stipanicic, Presidente del Directorio de Arpel, quien recomendó “no tomar recetas que vienen de otros lados”, y que se deben utilizar todos los recursos disponibles con modelos flexibles y adaptables.

La discusión sobre la transición energética aún está en proceso de maduración en la región latinoamericana y del Caribe, empujada principalmente por las disposiciones del Acuerdo de París y los avances tecnológicos.

Luz Stella Murgas, Presidenta de Naturgas, reflexionó acerca del reto que significa para la región el avanzar en el propósito. “Juntos podemos lograr una verdadera transición energética justa”, aseguró, a tiempo de recomendar la necesidad de que “América Latina necesita ser constante para asegurar una transición que llegue a los hogares”.

“Hagamos una transición energética a la latinoamericana”, complementó Frank Pearl, Presidente Ejecutivo de la ACP, al apuntar que este proceso no es solamente energético, sino también económico y social.

VISION GLOBAL Y CONTEXTO LATINOAMEIRCANO

“Cada país tiene una historia única, recursos y oportunidades y un mix energético diferente”, analizó Rebecca Gaghen, Jefa de División para Europa, Medio Oriente, África y América Latina de la International Energy Agency (IEA), en una presentación magistral en la que planteó que “la producción de petróleo seguirá creciendo en la región” con Guyana y Brasil a la cabeza, en un continente que representa sólo el 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Sin embargo, la transición energética en América Latina enfrenta muchos desafíos, que también ocurren en otras regiones del planeta, sostuvo la especialista durante su exposición, en la que, entre otras cosas, planteó que “el mundo todavía enfrenta graves vulnerabilidades en materia de seguridad energética, pero también tiene más herramientas que nunca para cambiar las perspectivas de la energía global”.

En ese sentido, la IEA considera que el petróleo y el carbón tendrán un peak de demanda alrededor de 2030 para después comenzar a descender, impulsado por las diferentes fuentes alternativas.

El enorme auge de tecnologías de energía limpia, como los vehículos eléctricos y la energía solar fotovoltaica, combinado con un reequilibrio de la economía de China hacia un modelo de desarrollo más limpio, cambia la trayectoria del sistema energético mundial”, aseguró.

En una visión optimista sobre las perspectivas regionales, dijo que el desarrollo de las energías renovables en América Latina y el Caribe ha reducido la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles y “ha fortalecido la seguridad energética, y la región ahora está bien posicionada para prosperar a medida que el mundo avanza hacia una era de energía limpia”.

En ese marco, expresó que la transición energética para América Latina y el Caribe, representan sobre todo una oportunidad para contar con energía limpia, incluyente y asequible, y así también, la posibilidad de generación de 1 millón de empleos y contribuir a la economía formal.

En el evento se habló sobre las perspectivas respecto a las transiciones energéticas justas en la región y de la necesidad de combatir el cambio climático, cerrar las brechas de pobreza energética y de desigualdad social.

Nuestra región posee una combinación energética única, con oportunidades significativas en el ámbito del gas natural y las energías renovables”, planteó Raquel Campos, Gerente de Descarbonización de Petrobras.

Por su parte, David Riaño, Vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones de Ecopetrol, analizó tres oportunidades que brinda el reto de la transición: riqueza energética, crecimiento regional y cooperación entre países.

A su turno, Santiago Ferro, Gerente de Transición Energética de ANCAP, la empresa petrolera estatal de Uruguay, afirmó que “no debemos subestimar el desafío que significa la transición energética” en un contexto en que la matriz regional está dominada en un 80% por combustibles fósiles. “La transición debe ser responsable, complementarse e incluso competir”, planteó.

Mike Howard, Presidente del Directorio Global del Consejo Mundial de Energía (WEC), concluyó que “lo más importante es tener una discusión constructiva acerca de la transición energética”.

DESCARBONIZACION DEL TRANSPORTE

La primera jornada de la Semana Arpel-Naturgas 2024, tuvo como cierre un panel especializado en el análisis de la descarbonización en el transporte con la participación de representantes del sector de la aviación, el transporte terrestre y marítimo, del área de refinación y del GNL.

Los panelistas coincidieron en la necesidad de establecer una hoja de ruta a mediano y largo plazo en materia de descarbonización, poniendo énfasis en los aspectos técnico-financieros, regulatorios y sobre todo en la eficiencia. “La transición debe ser lo más eficiente posible”, planteó Alejandro Vago, Director de Refinación de Raízen.

Asimismo, un consenso percibido fue que el gas natural es el combustible de transición, debido a su disponibilidad y a su menor grado de emisiones en el transporte.

En tanto, en el sector de la aviación, los desafíos son aún mayores, dado que el cambio de matriz energética significa también “cambiar la manera de volar, cambiar la infraestructura e incluso las pistas de aterrizaje”, manifestó Guilherme Goulart, de IATA Colombia.

La Semana Arpel-Naturgas 2024, continua este martes 9 con cinco paneles y dos presentaciones magistrales en el Centro de Convenciones Cartagena de Indias, Colombia, en el marco de su temática central “Impulsando transiciones energéticas justas para América Latina y el Caribe”.

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Se oficializó el nuevo organigrama del gobierno nacional

.- El gobierno nacional concretó y oficializó, a través del Decreto 293/2024, la reestructuración del organigrama original referido a su Administración, destacandose ahora el fuerte incremento de facultades para el ministerio de Economía, a cargo de Luis Caputo.

Esto, como consecuencia de la eliminación del ministerio de Infraestructura dispuesta hace un par de meses y la salida del gabinete de gobierno del entonces cuasi flamante ministro Guillermo Ferraro. Se decidió directamente eliminar ése ministerio y distribuir aquellas áreas y funciones en otras carteras.

Así, Caputo resulta asumiendo la responsabilidad de gestionar más áreas claves:

. Se trata de las Secretarías Legal y Administrativa, de Finanzas, de Energía, de Minería, de Planeamiento para el Desarrollo Productivo y de Economía, de Industria y Comercio, de Bioeconomía (exAgricultura), Desarrollo Territorial, Hábitat y Vivienda, de Obras Públicas, de Transporte y de Concesiones.

Según el nuevo organigrama, la Secretaría de Energía (a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo) tiene bajo su órbita a las Subsecretarías de Energía Eléctrica; de Combustibles Líquidos; de Combustibles Gaseosos; y de Transición y Planeamiento Energético.

La Secretaría de Minería gestionará las Subsecretarías de Desarrollo Minero; y de Política Minera.

En lo específico del área energética, desde Economía se han definido los objetivos de:

Intervenir en la elaboración y ejecución de la política energética nacional.

Entender en los planes, programas y proyectos del área de su competencia y en su gestión presupuestaria, contable y financiera.

Intervenir en la elaboración y fiscalización del régimen de combustibles y entender en los procedimientos de fijación de sus precios, cuando así corresponda, acorde con las pautas respectivas.

Intervenir en la elaboración de las políticas y normas regulatorias de los servicios públicos del área energética, en la supervisión de los organismos y entes de control de los concesionarios de obra y de servicios públicos, así como en la elaboración de normas regulatorias de las licencias o concesiones de servicios públicos aplicables a los regímenes federales en materia energética, en coordinación con las áreas de la Administración Pública Nacional con competencia en la materia.

Ejercer las funciones de Autoridad de Aplicación de las leyes que regulan el ejercicio de las actividades en materia energética.

Entender en los mecanismos de fijación de las tarifas de los servicios públicos del área energética en relación con los subsidios destinados a los usuarios finales, como así también en la elaboración de estructuras arancelarias en materia de energía.

Entender en el diseño y ejecución de la política de reembolsos y reintegros a la exportación de energía.

Ejercer las atribuciones otorgadas a los órganos del ESTADO NACIONAL en la Ley N° 27.007.

Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria, conforme las pautas y lineamientos impartidos por la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria, conforme las pautas y lineamientos impartidos por la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Promover la aplicación de la política sectorial fomentando la explotación racional de los recursos naturales y la preservación del ambiente.

Entender en el diseño y la ejecución de la política de relevamiento, conservación, recuperación, defensa y desarrollo de los recursos naturales en el área de energía.

Intervenir en la promoción de la utilización de nuevas fuentes de energía y la incorporación de oferta hidroeléctrica convencional.

Asistir al Ministro en la elaboración de las políticas, planes y programas sobre energías renovables, eficiencia energética, electromovilidad, biocombustibles, hidrógeno, transición energética, minerales asociados con la transición y nuevas tecnologías bajas en carbono, y promover el dictado y/o la modificación de la normativa aplicable a esas materias.

Participar, en el ámbito de su competencia, en la planificación de las políticas, planes y programas tendientes a reducir la contaminación ambiental y al cumplimiento de las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) comprometidas por el país.

Entender en la definición de la política nuclear, en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, y en particular lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica.

Participar en la negociación y celebración de los acuerdos de cooperación e integración internacionales e inter-jurisdiccionales en materia energética en los que la Nación sea parte, y supervisar su ejecución.

Propiciar y celebrar convenios con entidades públicas y privadas, y participar en las negociaciones con organismos nacionales e internacionales en materia de energía.

Ejercer la representación del ESTADO NACIONAL en el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE).

Asistir al Ministerio en la investigación y el desarrollo tecnológico en las distintas áreas del sector de la energía.

Ejercer el control tutelar del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), y de la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Asistir al Ministro en el control tutelar de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

Desde la SUBSECRETARIA DE ENERGIA ELÉCTRICA se gestionará con los objetivos de :

Participar en la elaboración de las políticas del sector e intervenir en la definición de la política nacional en materia de producción de energía eléctrica y en la elaboración de la política nacional en materia de desarrollo y expansión de infraestructura de transporte y distribución de energía eléctrica.

Elaborar la normativa correspondiente para el cumplimiento de los planes y las políticas del sector, para asegurar el abastecimiento sostenible de energía eléctrica de la República Argentina.

Participar, en el ámbito de su competencia, en los procesos de planificación de la integración energética regional, en lo relativo a la infraestructura requerida y en la coordinación de los despachos de energía entre los países intervinientes.

Definir y promover proyectos de infraestructura energética y de generación de energía eléctrica, en el ámbito de competencia de la Secretaría.

Dirigir la elaboración de los planes de incorporación de oferta y expansión de la infraestructura de transporte y distribución que sirvan de insumos para la planificación y toma de decisiones estratégicas sobre el sector.

Efectuar el seguimiento del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para el cumplimiento del marco regulatorio eléctrico y mantener la normativa técnica actualizada conforme a las normas IRAM-IEC.

Proponer los criterios de regulación del transporte de energía eléctrica, y los criterios, procedimientos y financiamiento de la expansión del sistema de trasmisión de energía eléctrica.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir en la definición de la política nuclear, en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear y, en particular, lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica.

Intervenir en la planificación y el seguimiento de los proyectos de inversión pública y privada en el sector nucleoeléctrico y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.

Intervenir en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia de no proliferación de armas nucleares, salvaguardias nucleares, seguridad física nuclear y otros compromisos internacionales en materia nuclear.

Asistir en las cuestiones vinculadas a la demanda y oferta de energía eléctrica mayorista y a la importación y exportación de energía eléctrica.

Asistir a la Secretaría en la formulación de la política tarifaria en los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad.

Administrar una base actualizada de información sobre los recursos hídricos no aprovechados en materia eléctrica y del estado de avance de los proyectos previstos.

Coordinar el funcionamiento del Consejo Federal de Energía Eléctrica y ejercer su presidencia suplente.

Participar en la definición de las modalidades para incentivar la inversión que permita incorporar nueva oferta de energía renovable en cumplimiento de las metas legales nacionales y/o acuerdos internacionales celebrados.

Participar en la elaboración de las propuestas normativas específicas vinculadas con las distintas etapas de la industria eléctrica, evaluar su impacto ambiental -en coordinación con las áreas competentes- y promocionar programas conducentes al desarrollo de las nuevas fuentes renovables vinculadas al uso racional de la energía eléctrica.

Participar en la elaboración, coordinación, ejecución y monitoreo de los proyectos vinculados con el desarrollo de generación autónoma renovable de energía eléctrica en poblaciones dispersas o alejadas de las redes de distribución de energía.

Asistir a la Secretaría en la coordinación de las relaciones con el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y con la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Intervenir en la ejecución del Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la producción de energía eléctrica establecido por la Ley N° 26.190 y sus modificatorias y complementarias, y del Régimen de Fomento a la Generación Distribuída de Energía Renovable integrada a la red eléctrica pública, establecido por la Ley N° 27.424 y sus modificaciones.

Participar en el Fondo Fiduciario Federal de Infraestructura Regional, creado por la Ley Nº 24.855, en coordinación con otras áreas del Ministerio con competencia en la materia.

Asistir en lo relacionado al diseño, la elaboración e implementación de un plan estratégico nacional sustentable de la energía nuclear, en el marco de la matriz energética nacional.

Intervenir en la coordinación de acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y los objetivos establecidos por la Ley Nº 24.804 y sus normas modificatorias, complementarias y reglamentarias, con excepción de las que establecen funciones regulatorias.

Controlar el funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo políticas que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema e incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado, cuando corresponda.
También desde Energía, la subsecretaría de Combustibles Líquidos se fijó como objetivos:

Intervenir en la elaboración de políticas sectoriales inherentes al desarrollo y control de las actividades de exploración, producción, almacenamiento, transporte, industrialización, despacho y comercialización de combustibles líquidos, en el marco de una producción racional y sustentable de los recursos, en coordinación con las provincias.

Elaborar propuestas para la modificación y actualización de normativas técnicas o regulatorias, que promuevan las actividades de la cadena de valor de los combustibles líquidos.

Coordinar, en el ámbito de su competencia, con las áreas correspondientes el otorgamiento de permisos de exploración, concesiones de explotación, y autorizaciones de producción, transporte y expendio de combustibles líquidos.

Ejercer las funciones de control respecto de la seguridad de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y otros combustibles líquidos, así como las instalaciones de elaboración, transformación, almacenamiento, despacho, expendio y transporte.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir a la Secretaría en todo lo relacionado con la industria de los hidrocarburos y combustibles líquidos, y en materia de integración energética regional.

Asistir a la Secretaría en la promoción y supervisión de la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos y la preservación del ambiente en todas las etapas, de la industria petrolera y otros combustibles líquidos.

Intervenir, en el ámbito de su competencia, en la recepción y el análisis de las auditorías de reservas de hidrocarburos en todo el país.

Elaborar propuestas para la regulación del almacenaje y el transporte de petróleo crudo y subproductos y controlar el cumplimiento del marco regulatorio vigente.

Fiscalizar, en el ámbito de su competencia, el régimen de canon, superficiarios y expedición de servidumbres, así como las obligaciones de permisionarios y concesionarios en materia de pago de regalías.

Implementar programas y proponer normativa en materia de especificaciones de combustibles líquidos y biocombustibles, refinación y comercialización de petróleo crudo y derivados, y realizar la caracterización técnica pertinente.

Registrar y controlar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles líquidos.

Definir las modalidades de operación y contratación dentro del ámbito de su competencia y los procedimientos para la autorización de importación y exportación de hidrocarburos y otros combustibles líquidos, cualquiera sea su origen.

Ejercer el poder de policía en materia de seguridad y comercialización de gas licuado de petróleo a granel y fraccionado.

Coordinar, con los organismos correspondientes en la materia, acciones tendientes a evitar la evasión del impuesto sobre los combustibles líquidos y el gas natural.

Desde la flamante SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES GASEOSOS los objetivos planteados por Energía (y Economía) son:

Intervenir en la elaboración de políticas sectoriales inherentes al desarrollo de las actividades de exploración, producción, almacenamiento, transporte, industrialización, despacho y comercialización de gas natural, gas licuado de petróleo (GLP), gas natural licuado (GNL) y demás combustibles gaseosos, en el marco de una producción racional y sustentable de los recursos, en coordinación con las provincias.

Elaborar propuestas para la modificación y actualización de normativas técnicas o regulatorias, que promuevan las actividades de la cadena de valor de los distintos combustibles gaseosos.

Coordinar con las áreas correspondientes, el otorgamiento de permisos de exploración, concesiones de explotación, autorizaciones de producción, transporte y expendio de combustibles gaseosos, en el ámbito de su competencia.

Implementar los controles necesarios para resguardar la seguridad pública y la seguridad energética, en el ámbito de su competencia.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir a la Secretaría en todo lo relacionado con la industria de los hidrocarburos y combustibles gaseosos, como así también en materia de integración energética regional.

Asistir a la Secretaría en la promoción y supervisión de la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos y la preservación del ambiente en todas las etapas de la industria de los combustibles gaseosos.

Intervenir, en el ámbito de su competencia, en la recepción y el análisis de las auditorías de reservas de hidrocarburos en todo el país.

Elaborar propuestas para la regulación del almacenaje y el transporte de combustibles gaseosos y controlar el cumplimiento del marco regulatorio vigente.

Fiscalizar el régimen de canon, superficiarios y expedición de servidumbres, así como las obligaciones de permisionarios y concesionarios en materia de pago de regalías, en materia de su competencia.

Implementar programas y proponer normativa en materia de especificaciones de combustibles y biocombustibles gaseosos, y realizar la caracterización técnica pertinente.

Registrar y controlar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles gaseosos.

Definir las modalidades de operación y contratación dentro del ámbito de su competencia y los procedimientos para la autorización de importación y exportación de hidrocarburos y otros combustibles gaseosos, cualquiera sea su origen.

Asistir a la Secretaría en el ejercicio de sus atribuciones de Autoridad de Aplicación del marco regulatorio del gas y del régimen jurídico de los hidrocarburos y otros combustibles gaseosos -cualquiera sea su origen- e intervenir en las acciones de control y fiscalización de las diversas actividades involucradas.

Intervenir en la formulación de la política tarifaria en los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural.

Asistir a la Secretaría en la coordinación de las relaciones con el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).

Para la Subsecretaría de TRANSICIÓN Y PLANEAMIENTO ENERGÉTICO la S.E. describió como objetivos

Asistir y representar a la Secretaría en temas relativos a transición y planeamiento energético, en los ámbitos que corresponda.

Entender en la caracterización técnica y económica de los recursos energéticos del país.

Asistir a la Secretaría, en el ámbito de su competencia, en la coordinación con instituciones y organismos competentes, instrumentos y regulaciones que permitan la transición hacia una economía baja en carbono, para asegurar el cumplimiento de los compromisos del país en el marco del Acuerdo de París.

Proponer a la Secretaría, en el ámbito de su competencia, medidas y regulaciones tendientes a reducir la contaminación, estableciendo límites de derechos de emisión de cumplimiento obligatorio para todos los sujetos del sector público y privado, en articulación con las áreas con competencia en la materia.

Proponer e implementar, en el ámbito de su competencia, procedimientos de asignación de derechos de emisión gratuitos a cada sector y subsector de la economía, para el cumplimiento de las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) comprometidas por el país.

Proponer la implementación, en el ámbito de su competencia, de un plan de monitoreo global basado en los datos del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, y elaborar e implementar un mercado de transacciones de derechos de emisión y su plataforma de registro, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Definir las condiciones y los instrumentos para facilitar a las empresas privadas, al sector público y a otros organismos, el cumplimiento de los límites de derechos de emisión de Gases de Efecto Invernadero, y en particular la transición a las pequeñas y medianas empresas (PYMES), en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Implementar, en el ámbito de sus competencias, acciones que permitan el acceso al financiamiento climático y elaborar procedimientos para definir medidas elegibles de mitigación y/o de adaptación, a fin de cumplir las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero, en coordinación con las áreas de la Administración Pública Nacional con competencia en la materia.

Asesorar a la Secretaría en los temas relacionados con energías renovables, eficiencia energética, electromovilidad, biocombustibles, hidrógeno, transición energética, minerales asociados con la transición y nuevas tecnologías bajas en carbono.

Intervenir en la recolección de datos del sector energético y en la elaboración del Balance Energético Nacional (BEN) y el Balance de Energía Útil (BEU).

Desarrollar escenarios energéticos de demanda y de oferta y proponer planes y cursos de acción a seguir.

Entender en las cuestiones vinculadas con tecnologías bajas en carbono, y proponer mecanismos para facilitar su implementación.

Proponer, en el ámbito de su competencia, medidas de eficiencia energética y energías renovables en instalaciones de la Administración Pública Nacional, que permitan bajar emisiones de la flota pública para no superar el límite de derechos de emisión asignados, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Dirigir el diseño de programas de información pertinente, capacitaciones, campañas de difusión, concientización y sensibilización en temas de transición hacia una economía baja en carbono, en el ámbito de su competencia.

Elaborar, en el ámbito de su competencia, propuestas para la adaptación del sector energético a los escenarios climáticos futuros y entender en temas de vulnerabilidad del sector energético frente a la afectación del ambiente analizando impactos en la oferta y la demanda.

Asesorar a la Secretaría en el desarrollo de la planificación energética y de los marcos regulatorios en aquellos aspectos concernientes a la transición energética, y monitorear las relaciones entre los diferentes actores y operadores del sistema, facilitando información acerca de las condiciones de demanda, oferta, transmisión y distribución de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo.

Asistir a la Secretaría en materia de planeamiento energético, en el análisis de la asignación de subsidios de servicios públicos en materia energética y los escenarios de estructuras arancelarias en materia de energía.

Promover, desarrollar, implementar, evaluar y monitorear programas y alternativas regulatorias de ahorro y uso eficiente de los recursos energéticos, tanto en la oferta de fuentes primarias como en las etapas de transformación, transporte y distribución de energía y en los distintos sectores de consumo.

Entender en el desarrollo y la actualización del Sistema Unificado de Información Energética de la REPÚBLICA ARGENTINA.

Gestionar la información de las obras de infraestructura energética, tanto de las áreas centralizadas como descentralizadas actuantes en la órbita de la Secretaría.

Promover la investigación e impulsar programas y proyectos tecnológicos para el desarrollo de nuevas fuentes renovables y el uso eficiente de los recursos energéticos.