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Información de Mercado
marzo 22, 20230

Aumentó el gas envasado pero desde el sector denuncian desactualizaciones: “Hoy una garrafa debería costar alrededor de $2500”

La Secretaría de Energía dispuso un aumento del 10%, retroactivo al 1° de marzo, de los precios máximos de referencias de las garrafas de 10, 12 y 15 kilos para fraccionadores, distribuidores y venta al público, así como el butano y el propano para los productores adheridos al programa Hogar.

La medida se formalizó a través de la Resolución 168/2023, publicada en el Boletín Oficial, que actualiza los montos vigentes desde enero que se habían establecido en la resolución 15/2023. Por otra parte, por medio de la resolución 167/2023 se autorizó una asistencia de $ 351.968.724,86 para once empresas productoras, con el propósito de asegurar el suministro de garrafas en hogares de bajos recursos.+

De esta forma, el precio máximo de referencia para la garrafa de 10 kilos pasó a ser de $ 667 para los fraccionadores y $ 1.171 para los distribuidores, en tanto el de venta al público quedó en $ 1.229.

Desde la Cámara Argentina de Empresas de Gas Licuado (CEGLA), por medio de su representante, Pedro Cascales, se pronunciaron al respecto y brindaron explicaciones en torno a la situación del sector. Cascales, en dialogo con Punto de Referencia, indicó: “Hay un aumento que es del 10%, que es retroactivo aunque esto es complicado porque no se puede aplicar una suba a algo que ya se vendió, sin embargo a nosotros la petrolera, a los fraccionadores, nos cobra retroactivo. Nos mandan factura, con la diferencia y eso hay que pagarlo o no hay gas”.

“Hoy a nosotros poner una garrafa en la zona de Corrientes, nos sale de costo, o sea, para el distribuidor, 1045 pesos, el precio que nos da el Estado con este aumento es de $667, es decir, estamos a pérdida ya que hay una compensación que el Estado debe pagar pero no lo está haciendo hace ocho meses y ya se acumula una deuda de aproximadamente 5 mil millones de pesos que si no los pagan hay empresas que no pueden seguir operando por eso decimos que hoy la garrafa nos cuesta más de lo que recibimos. Si nos pagaran, el ingreso sería de $800, así que seguiría siendo una pérdida. A esto hay que sumarle que a ese valor, el de hoy, la garrafa en el comercio debería costar el doble ya que hoy está en aproximadamente 1400 pesos con impuestos pero el precio debería rondar los $2500”, aseguró.

 

 

 

Fuente: https://www.lt7noticias.com/38049-aumento-el-gas-envasado-pero-desde-el-sector-denuncian-desactualizaciones-hoy-una-garrafa-deberia-costar-alrededor-de-2500

 

 

 

 

Información de Mercado
noviembre 16, 20210

El gobierno negocia con Chile un intercambio contraestacional de gas a través de la estatal IEASA

La empresa estatal podría concentrar las exportaciones adicionales de gas a partir de diciembre hacia Chile, que devolvería el fluido en el invierno próximo a través de LNG. Algunos privados lo ven como una clara intervención del Estado sobre el comercio exterior de gas. Otros avalan el accionar del gobierno. La operación contribuiría a limar el salto de subsidios energéticos en 2022.

Funcionarios del área energética del gobierno empezaron a explorar con sus pares chileno la alternativa de concretar un intercambio contraestacional de gas que permita que la Argentina exporte gas local hacia el otro lado de la Cordillera en los meses de calor (entre diciembre y abril) y Chile reinyecte ese gas durante los meses de frío desde la terminal de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que está ubicada en Mejillones, según aseguraron a este medio fuentes públicas y privadas al tanto del proyecto.

La iniciativa contempla un paso previo que incomoda a algunas petroleras. Para facilitar la ampliación del mercado de exportación hacia Chile, lo que requiere de una gestión comercial con industrias, generadoras y otros grandes usuarios de gas en ese país, el plan oficial prevé que la estatal IEASA (ex Enarsa) se convierta en un agregador que concentre las exportaciones incrementales de gas hacia el mercado chileno.

El esquema de Plan Gas.Ar autorizó a los grandes productores —YPF, PAE, Tecpetrol, Total, Wintershall Dea, Pampa, Pluspetrol y CGC, entre otros— a vender gas argentino en Chile con transporte en firme (hasta 6 millones de m3/día) durante los meses de verano. Por eso, desde octubre la Secretaría de Energía empezó a otorgar permisos de exportación a requerimiento de los privados.

La propuesta que impulsa ahora la cartera que dirige Darío Martínez es que IEASA tome el lugar de los privados y desarrolle nuevos mercados (clientes) del lado chileno. En los hechos, eso implicaría que IEASA consiga gas en el mercado argentino y lo redireccione hacia el otro lado de la Cordillera. Pasaría a funcionar como un intermediaron o un agregador del gas que producen las petroleras locales a fin de revenderlo en el mercado chileno.

¿Cómo cierra el rulo?

En el esquema que pretenden los técnicos de la Secretaría de Energía, los tomadores del país vecino —con la garantía del gobierno de Sebastián Piñera— se comprometerían a devolver el gas adquirido en el verano mediante la reinyección de LNG hacia la Argentina durante los meses de frío, cuando la demanda argentina se disparo por el crecimiento del consumo residencial. Por eso, en la práctica, se trataría de un intercambio contraestacional, pero que incluiría a empresas privadas tanto productoras (del lado argentino) como consumidores (industrias y otros grandes usuarios del lado chileno).

  • Si bien allegados a la Secretaría de Energía admitieron que las gestiones para avanzar aún son incipientes, la iniciativa recibió algunas críticas desde algunas empresas petroleras, que cuestionan la intervención del Estado argentino sobre el mercado de exportación de gas hacia Chile. Un directivo incluso fue más allá y lo analizó en duros términos : “En algún punto, uno podría pensar que es una medida que está en línea con la nacionalización del comercio exterior de gas”.

    Relativización

    Desde otra empresa le bajaron el tono. “Es entendible que se explore esta alternativa. Para el gobierno es favorable. Exporta gas local durante el invierno y se lo devuelven en invierno, cuando el costo marginal del fluido, que se mide contra LNG importado, es mucho más alto. En los hechos, implica un ahorro para las cuentas del Estado”, aclaró.

    Las fuentes consultadas señalaron que, de concretarse, el esquema de exportación a través de IEASA tendría un impacto relativamente módico. En el mejor de los casos —agregaron— la empresa estatal podría exportar a partir de diciembre o enero unos 2 MMm3/día de gas hacia Chile; es decir, una tercera parte del cupo autorizado para los privados durante este verano.

    En el fondo, la diferencia en el criterio de análisis reside en quién captura la renta del mercado de exportación de gas. En el modelo de convertir a IEASA en un agregador, el Estado compraría gas a las petroleras locales a un precio similar al del Plan Gas (US$ 3,55 por MMBTU) y lo recuperaría a un precio del LNG de invierno, que muy probablemente se ubique por encima de los 15 dólares. «Estamos buscando la manera de contener la extensión de los subsidios durante el año que viene», reconocieron en un despacho gubernamental.

     

    Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/11/el-gobierno-negocia-con-chile-un-intercambio-contraestacional-de-gas-a-traves-de-la-estatal-ieasa/

 

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agosto 4, 20210

Argentina ofrece proyecto de renovación de gas

El gobierno anunció que un programa de incentivos para estimular la producción de gas natural en Argentina está a punto de completarse.

Los funcionarios esperan que el país ahorre $ 1,150 millones en el gasto en divisas muy necesario este año al reemplazar los combustibles líquidos importados, dijo el Ministerio de Economía en un comunicado.

La semana pasada, la producción de gas de Argentina aumentó un 5% anual, dijo Tario Martínez, titular de la agencia estatal de noticias Télam, Departamento de Energía.

Argentina importa gas en invierno, pero produce más combustible en los meses más cálidos.

A fines de 2020, el país lanzó el Proyecto Proyecto de Gas, un proyecto para mejorar la estabilidad de liquidez de los fabricantes a través de acuerdos de suministro.

El proyecto prevé una disminución de la producción natural en 2021. El gobierno espera que las emisiones del proyecto ronden los 2,78 millones de metros cúbicos (miles de millones de metros cúbicos) al año, según un informe.

La cuenca de Nueva Guinea, el hogar de la obra de Waga Muertha Shale, juega un papel importante. YPF, Tecpetrol y Pampa Energía, los principales productores de gas de la cuenca, producen alrededor del 80%.

Paralelamente, si se reducen los niveles de agua, las centrales hidroeléctricas generan electricidad y hay una gran demanda de centrales térmicas argentinas.

 

Fuente: https://elrebusque.com.ar/argentina-ofrece-proyecto-de-renovacion-de-gas/

 

 

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marzo 17, 20210

Bernal advierte que si Economía aumenta el precio del gas que paga el usuario habría que convocar a una tercera audiencia

El interventor del Enargas se los señaló en privado a distribuidoras y transportistas. Sostiene que la audiencia que se realizó martes y miércoles no serviría si finalmente se decide modificar el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario final.

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó entre martes y miércoles la audiencia pública para definir los márgenes de transportistas y distribuidoras antes de avanzar con las nuevas tarifas de transición. Sin embargo, el interventor Federico Bernal les advirtió a las empresas en privado que si finalmente Economía decide aumentar el precio de gas en boca de pozo que paga el usuario final debería convocar a una nueva audiencia antes de autorizar cualquier tipo de aumento.

El problema surge porque, según les subrayó Bernal, distribuidoras y transportistas presentaron en la audiencia que convocó Enargas sus propuestas de aumento tomando como base el precio de gas en boca de pozo que actualmente paga el usuario, pero la secretaría de Energía realizó el lunes otra audiencia donde puso en debate el nivel de subsidio que debe afrontar el Estado de ese precio del gas en boca de pozo.

El documento base que expuso Energía en la audiencia del lunes dejó en claro que si las tarifas permanecen congeladas debería disponer de una partida adicional de 56.087 millones de pesos, por encima de lo ya previsto en el presupuesto 2021. Si, en cambio, los subsidios se mantienen sin cambios las tarifas podrían llegar a aumentar entre 26% y 35%, sin contar la actualización de los márgenes de transportistas y distribuidoras.

El objetivo de Bernal es ajustar el Valor Agregado de Distribución (VAD) y congelar las tarifas de las transportistas TGS y TGN para que el impacto en las facturas finales sea entre un 7% y 9%, como les manifestó a las distribuidoras días atrás, pero ese plan solo seguiría adelante si el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario se mantiene sin cambios.

¿Por qué una tercera audiencia?

Los cuadros tarifarios que presentaron las distribuidoras están calculados sobre el precio del gas actual. Lo que hicieron las distribuidoras fue estimar ese valor junto al impacto de la inflación, el Índice de Precios Internos Mayoristas (IPIM), el costo de operación y mantenimiento de las redes, entre otros indicadores, y proyectaron los cuadros tarifarios que pretenden para este nuevo régimen de tarifas.

Formalmente el Enargas debería evaluar esas presentaciones, pero Bernal cree que si el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía finalmente deciden elevar el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario final al respetar la pauta de subsidios prevista en el Presupuesto 2021, lo que habría que hacer es una nueva audiencia pública para que las compañías distribuidoras presenten ese precio nuevo del gas en los cuadros tarifarios.

Según lo que Bernal le anticipó a transportistas y distribuidoras, de no ser así podría haber una objeción porque la ciudadanía supuestamente no estaba debidamente informada en la audiencia pública organizada por el Enargas, ya que se llevó adelante a partir de unos supuestos que luego se modificaron.

Lo que les remarcó el interventor es que si Energía modifica el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario, la audiencia del Enargas de martes y miércoles se hizo sobre supuestos incorrectos y no mantiene relación coherente con lo resuelto a partir de la audiencia del lunes.

Fuentes de compañías de distribución consultadas por Econojournal concuerdan con la interpretación que realiza Bernal. Al mismo tiempo, en el Ministerio de Economía sostienen que las audiencias no son vinculantes y que el lunes simplemente se trazaron escenarios en torno a lo que podría llegar a pasar con el precio del gas que abona al usuario final en su factura.

Si finalmente Economía modifica el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario y Enargas decide convocar a una nueva audiencia, el ajuste de tarifas se seguiría demorando y sería cada vez más difícil avanzar con el aumento porque el gobierno no quiere aplicar un ajuste demasiado cerca de las próximas elecciones legislativas.

 

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/03/bernal-advierte-que-si-economia-aumenta-el-precio-del-gas-que-paga-el-usuario-habria-que-convocar-a-una-tercera-audiencia/

 

 

 

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diciembre 11, 20200

PLAN GAS

Desde el punto de vista volumétrico, se puede considerar que los resultados de la licitación del Plan Gas han sido exitosos, ya que se logró que los productores se comprometan a inyectar casi el total de los 70 MMm3 diarios, que tendrán como destino la demanda de las distribuidoras y las centrales térmicas.

 

El total de las ofertas sumaron un volumen base de 64 MMm3 más 4 MMm3 a inyectar en el pico de demanda invernal.

 

Los productores que han adherido al Plan han sido los más grandes, entre los cuales aparecen YPF, TOTAL/PAE/WINTERSHALL, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa. Estos productores reúnen casi 65 MMm3/día del volumen ofertado.

También han adherido productores más pequeños, con volúmenes chicos.

 

En lo referente a precios ofertados, se puede ver que el volumen de NQN muestra un precio promedio de 3,57 USD/MMBTU, para los 4 años de vigencia del Plan.

Este precio se acerca demasiado al precio máximo establecido de 3,70 USD/MMBTU. Este valor promedio ha sido superior al esperado, ya que se especulaba con que los productores oferten precios inferiores, sobre todo los primeros años.

La cuenca austral ha sido otra de las sorpresas, debido a que el gas ofertado de 18 MMm3 diarios se valoriza a un precio promedio de 3,43 USD/MMBTU.

Si bien la cuenca sur ha declinado en los últimos años, creemos que este precio promedio se acerca al ofertado en NQN, lo cual no parece ser muy razonable, ya que desbalancea las cuencas debido a que los costos en citygate de ambas cuencas son muy dispares.

Esto creemos que impactará en las obligaciones TOP y en el despacho de los volúmenes para las distribuidoras, además de depender como siempre de las capacidades de transporte disponibles para llevar tales volúmenes hasta citygate, requiriéndose tales volúmenes en menor proporción que los de NQN.

En la cuenca NOA no se han ofertado volúmenes, como era de esperar.

 

Analizando como impactará esta licitación en el segmento no regulado, podemos realizar el siguiente análisis:

Los productores que adhieren a este Plan no pueden comprometer mas del 70% de su producción actual, lo que implica que le quedaría como mínimo un 30% para vender en el sector industrial. Analizando los resultados se puede ver que los productores grandes no han llegado a ofertar el 70% de su producción, quedando en un rango promedio de 55% a 65%.

 

La pregunta es: cuál será la estrategia de un productor importante que por ejemplo ha comprometido el 60% de su producción en el Plan Gas y le tendrá un 40% de su producción disponible para vender al sector industrial? Y por otra parte, cuál será la estrategia de venta al sector no regulado de los productores que no han adherido al Plan Gas?

 

Los siguientes ítems pueden guiarnos hacia una respuesta:

  1. A nivel de producción anual promedio, se puede decir que el total del volumen no comprometido en el Plan Gas es suficiente para abastecer la demanda industrial, mas allá de algún faltante en los momentos mas álgidos del invierno;
  2. Un productor que comprometió parte de su producción en el Plan Gas a un precio promedio de por ejemplo 3,50 USD/MMBTU, recibirá de la distribuidora la tarifa regulada por el ENARGAS, mas el subsidio del Estado por la diferencia (y un mecanismo similar por el gas entregado a CAMMESA). Estas condiciones son muy distintas a las ventas a las industrias, donde se paga en tiempo y forma. En el Plan Gas, las condiciones de cobro dependerán de situaciones que están fuera del alcance de este análisis;
  3. La demanda industria, si bien representa un volumen no muy importante (mas en estos tiempos), es un sector donde hay una fuerte competencia en lo referente a precios, y no va a cambiar;
  4. En el 2019/2020 las industrias cerraron contratos en NQN de 2,00–2,30 USD/MMBTU, con un tipo de cambio mucho menor al actual. Resulta difícil creer que las industrias sufrirán aumentos de gas del 40% en precio, mas el incremento que puede resultar de una virtual devaluación.

 

En base a los puntos mencionados anteriormente, creemos que el precio que una industria acordará por su suministro en el período 2020/2021 estará en un rango de 2,60-3,20 USD/MMBTU.

Tal como se estableció en el Plan, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.

Esto significa que el precio promedio ofertado en cuenca NQN estaría dado por 4,46 USD/MMBTU en invierno y 2,93 en verano.

Los volúmenes adicionales para períodos pico en el invierno tendrían un valor de 4,65 USD/MMBTU.

 

Creemos, en base a este análisis de precios, que una industria que acuerde un precio promedio en NQN por ejemplo de 2,90 USD/MMBTU, le convendrá empuntar su precio en el período invernal por encima de los precios establecidos en el Plan Gas (4,46 USD/MMBTU), evitando cualquier inconveniente de redireccionamiento de su gas a centrales eléctricas, reduciendo su precio en el período estival.

 

 

Fuente: Ing. Luciano Lazaroni

 

 

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marzo 5, 20200

Bolivia incumple los envíos de gas a Argentina

Por contrato Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boliviano (YPFB) debe enviar 10,7 millones de metros cúbicos por día pero llegó a entregar hasta 2 millones menos por día. Especialista advierte que podría haber más inconvenientes en el invierno y que es urgente que ambos países renogocien una adenda del contrato que rige hasta el 2026.

Hace dos semanas, y en medio de una ola de calor que disparó la demanda de energía eléctrica, Argentina debió no sólo utilizar parte de las reservas de gas natural licuado (GNL), sino también gasoil y hasta carbón para activar las centrales térmicas. Esa situación dejó en evidencia que la falta de gas natural se debió, en parte, a que desde Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se

De acuerdo al contrato entre YPFB e Integración Energética Argentina (Ieasa), en esta época del año la petrolera boliviana debe entregar 10,7 millones de metros cúbicos de gas por día. Pero desde el 22 de enero los volúmenes que efectivamente se inyectaron en las redes argentinas han sido menores, por hasta 2 millones de metros cúbicos como sucedió el pasado 31 de enero.

Tras trece días seguidos de incumplimientos en los despachos, hoy el Reporte del Sistema que elabora el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) da cuenta que la situación se revirtió y que desde YPFB se entregaron 13,5 millones de metros cúbicos. Un despacho superior a lo normado que pareciera buscar compensar los incumplimientos.

Para el especialista Álvaro Ríos Roca, socio director de Gas Energy Latin America y exministro de Hidrocarburos de Bolivia, el recorte de las exportaciones del país del Altiplano a Argentina se debe por un lado a una caída en la producción boliviana, pero a la vez a la priorización que hace YPFB de los contratos con Brasil.

En números:

13 días consecutivos YPFB remitió menos gas. El martes elevó los despachos.

“Hay una caída en la producción boliviana de gas que el año pasado fue de 54 millones de metros cúbicos por día y este año es de 53 millones”, indicó Ríos Roca a Energía On. Y agregó que en esta situación de menor producción “el contrato con Brasil tiene prelación sobre el contrato con Argentina”.

“Hasta el 10 de marzo el contrato con Brasil pide 31,08 millones de metros cúbicos, a eso se suma que el mercado local de Bolivia consume unos 13 millones de metros cúbicos y eso deja un saldo de unos 8 a 9 millones de metros cúbicos para Argentina que es efectivamente menor a lo que marca la actual adenda”, detalló Ríos Roca.

comenzó a incumplir el contrato con Argentina.

El consultor remarcó que “hay un incumplimiento de 1,5 millones de metros cúbicos por día desde hace unos diez días y esto va a seguir hasta el 10 de marzo por el contrato con Brasil, porque en la ampliación del contrato han hecho algunas penalidades y por eso tiene prelación sobre Argentina”.

Precisamente, el punto de las penalidades es la gran falla del contrato argentino, pues si bien incorpora cláusulas para Argentina, en caso de no demandar el mínimo fijado, no contempla penalidades para YPFB si hace entregas menores.

“YPFB e Ieasa deben sentarse a negociar una nueva adenda hasta el final del contrato, en 2026, que ambas partes cumplan porque en este contrato (que comenzó en 2006) han habido incumplimientos de ambos lados”, remarcó Ríos Roca.

Y llamó a que esta negociación se haga “lo antes posible”, dado que advirtió que es muy posible que tampoco se pueda cumplir con los volúmenes que se fijan para el invierno que llegan hasta los 18 millones de metros cúbicos por día, es decir el doble que lo que actualmente se está enviando.

“El norte argentino necesita el gas boliviano pero Bolivia también necesita tener ingresos y por eso ambas partes tienen que sentarse a negociar algo que sirva a ambos países y desde Bolivia seguramente se solicitará un despacho más plano a lo largo del año”, remarcó Ríos Roca.

Este menor ingreso de gas de Bolivia no puede ser paliado de inmediato con la producción de Vaca Muerta, por la disposición de los gasoductos del país. La zona norte, en especial Salta y Tucumán, requieren del gas boliviano para hacer funcionar por ejemplo sus centrales de geneneración eléctrica y sólo podría ser reemplazado con la inyección de más GNL (incluso vía Chile) dado que el gas de la Cuenca Neuquina sólo podría extenderse hasta la zona de Córdoba.

La actual adenda del contrato finaliza en diciembre y, de no ser renegociada, implica que se volverá al anterior volumen pautado, de 21,3 millones de metros cúbicos durante todo el año. Una cantidad que no sólo es muy difícil que desde Bolivia se pueda cumplir, sino que además perjudica a la nueva producción de gas de Vaca Muerta al dejarla sin mercado.

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/bolivia-incumple-los-envios-de-gas-a-argentina-1245576/

 

 

 

 

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junio 25, 20190

Es oficial la postergación del pago del aumento en las tarifas de gas

El Gobierno nacional oficializó hoy el diferimiento del aumento del 22% del gas natural para que los usuarios lo paguen recién después de las elecciones generales y de un eventual balotaje.

Así se resolvió este lunes a través de la Resolución 336/2019 del ministerio de Hacienda, mediante la secretaría de Energía, con la firma de Gustavo Lopetegui.

En el artículo primero la medida dispone establecer con carácter excepcional un diferimiento de pago del 22% en las facturas emitidas a partir del 1º de julio de 2019 y hasta el 31 de octubre de 2019.

Esta medida no alcanzará a los usuarios con consumo cero (0) en el referido período de facturación.

  • En el artículo segundo establece que los diferimientos indicados serán pagados a partir de las facturas regulares emitidas desde el 1º de diciembre de 2019 y por cinco períodos mensuales, iguales y consecutivos.

La secretaría de Energía dispuso que el costo financiero del diferimiento, computado entre las fechas de vencimiento de pago original de las facturas y las de vencimiento de las facturas en las que se incluya cada cuota de recupero, será asumido por el Estado Nacional en carácter de subsidio.

Eso se abonará mediante el pago de intereses a distribuidoras, subdistribuidoras, transportistas y productores, conforme a la metodología que oportunamente se determine y con los controles previos correspondientes, reconociéndose a ese efecto la tasa para plazos fijos por montos de veinte millones de pesos ($ 20.000.000) o superiores a plazos de treinta (30) o treinta y cinco (35) días, denominada TM20, publicada por el Banco de la Nación Argentina.

Los usuarios beneficiarios de esta medida podrán optar por no acogerse a este beneficio, manifestando esa circunstancias ante la prestadora del servicio, en cuyo caso ésta deberá refacturar el total del monto adeudado.

El Gobierno comunicó al ENARGAS, para que adopte las medidas necesarias a fin de que las licenciatarias del servicio de distribución de gas por redes y las subdistribuidoras del servicio ejecuten el diferimiento. .

 

Fuente: https://www.filo.news/actualidad/Es-oficial-la-postergacion-del-pago-del-aumento-en-las-tarifas-de-gas-20190624-0005.html

 

 

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Información de Mercado
mayo 15, 20190

Petrolera Tecpetrol demanda a Argentina por cambios en subsidios al gas

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abril 26, 20190

Continúan las exportaciones de Gas Natural

Desde la Secretaría de Gobierno de Energía le otorgaron a Pan American Energy LLC Sucursal Argentina (PAE), una autorización para exportar gas natural a la República de Chile, de carácter interrumpible, desde las concesiones de explotación “Lindero Atravesado” y “Aguada San Roque” ubicadas en la Provincia del Neuquén, con destino a Enel Generación Chile Sociedad Anónima (ENEL). La medida fue oficializada este viernes en el Boletín Oficial, mediante la resolución 222/2019

De esta manera, la exportación se realzará por un volumen máximo de 1.000.000 de metros cúbicos por día de gas natural de 9.300 kilocalorías por metro cúbico hasta el 1 de mayo de 2020, o hasta completar la cantidad máxima total equivalente al volumen de exportación diaria autorizada por la cantidad de días de vigencia de esta autorización desde su otorgamiento, lo que ocurra primero. Asimismo, los suministros previstos en la presente autorización podrán ser interrumpidos a los fines de garantizar la seguridad de abastecimiento del mercado interno.

En este sentido, la exportación de excedentes de gas natural en las cantidades diarias previstas estará sujeta también a interrupción cuando existan necesidades de abastecimiento interno, y deberá ser previamente notificada a la autoridad de aplicación. Los volúmenes de gas natural que se exporten como excedentes serán contabilizados como parte del volumen total autorizado a exportar en esta resolución firmada por el secretario de Gobierno de Energía, Gustavo Lopetegui.

En tanto, según la medida comunicada hoy, la autorización de exportación caducará automáticamente si transcurrido el plazo de 45 días computados a partir de la fecha de su publicación, no se efectivizare la primera exportación comercial de gas natural, de conformidad con lo previsto en el inciso 6 del artículo 3° del anexo I al decreto 1738 del 18 de septiembre de 1992.

Así, la resolución de la cartera de Energía, que luego de la ley de Ministerios pasó a formar parte del Ministerio de Hacienda, dirigido por Nicolás Dujovne, las modificaciones de las condiciones contractuales originales referidas a cantidades comprometidas, plazo de vigencia y/o precio de los contratos o documentos que sustenten las respectivas exportaciones, deberán ser sometidas a consideración de la autoridad de aplicación con anterioridad a su vigencia efectiva.

 

Así, PAE deberá informar mensualmente a la autoridad de aplicación, con carácter de declaración jurada, los volúmenes mensualmente exportados. Dicha información será entregada en cumplimiento de la resolución 319 del 18 de octubre de 1993 de la ex Secretaría de Energía dependiente del ex Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos y estará sujeta a lo establecido en la resolución 104 del 21 de agosto de 2018 del ex Ministerio de Energía.

“El artículo 6° de la ley 17.319 establece que el Poder Ejecutivo Nacional permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, pudiendo fijar los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno a fin de posibilitar una racional y equitativa participación en él a todos los productores del país”, destaca la medida.

Fuente: https://elintransigente.com/2019/04/26/continuan-las-exportaciones-de-gas-natural/

 

 

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diciembre 13, 20180

Impulsan cambios para que el servicio de gas vuelva más rápido luego de un corte

Hoy en la Legislatura se debatirá un proyecto para que se restablezca sin demoras el suministro de gas en los hogares donde se cortó el servicio por una fuga o peligro de fuga. Si se aprueba, sería la primera vez que la Ciudad legisle sobre servicios concesionados por la Nación, en un intento de poner un freno a los cortes de gas eternos, que en los últimos años cada vez son más.

Después de que una fuga hiciera explotar un edificio en Rosario y murieran 22 personas en 2013, el número de cortes de gas en la Ciudad se disparó. Tan sólo en un año -entre 2013 y 2014- aumentaron un 6%, informa Clarín.

Muchas veces, la interrupción del servicio se debió a fugas. Otras tantas, a inadecuaciones del edificio a las nuevas normativas, que suelen cambiar frecuentemente. Esos últimos casos son los que el autor del proyecto de ley, el legislador Sergio Abrevaya (GEN), considera que no ameritan un corte de gas, sino que siga la provisión mientras se hacen las reformas correspondientes.

En esa línea piensan los administradores: “Si no hay riesgo de fuga, debería dárseles a los edificios un plazo de hasta diez días hábiles para las adecuaciones antes de dejar sin servicio a los vecinos. Hoy restablecer el gas es, a veces, un proceso largo y caro”, sostiene a Clarín Daniel Tocco, presidente de la Cámara Argentina de la Propiedad Horizontal y Actividades Inmobiliarias (CAPHAI).

La distribuidora Metrogas, que concreta los cortes, dice que sólo ocurren en el 0,25% de los edificios que utilizan su servicio. Esto equivale a 5.750 construcciones que no tienen gas por motivos de seguridad en la Ciudad y en los 11 municipios del sur del Gran Buenos Aires (entre ellos, Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora y Quilmes).

Otras fuentes del sector de la industria ven impracticable la aplicación de esta ley: destacan que se trataría de un marco normativo porteño para una regulación federal. Y que, sobre todo, ningún inspectorquerrá hacerse responsable de aprobar instalaciones que no cumplan con las regulaciones actuales, ya que, aunque no haya peligro de fuga sí puede haber muertes por inhalación de monóxido de carbono en ambientes no ventilados adecuadamente.

Es cierto que atender a la seguridad de las instalaciones de gas es imprescindible para prevenir tragedias, pero lo que no es necesario son las demoras en la reconexión una vez que la fuga ya fue eliminada, y que sí han sido ampliamente denunciadas por inquilinos y consorcistas.

Es que la mitad de las obras de adecuación a la reglamentación actual son rechazadas por Metrogasdurante las inspecciones, según datos de la Asociación de Instaladores de Gas, Agua y Sanitarios de la República Argentina (AIGASRA).

Este problema se convierte en calvario para los usuarios afectados. No es fácil vivir en un departamento que siempre contó con gas y que, de un día para el otro, no lo tiene: hay que instalar artefactos eléctricos -termotanque, horno eléctrico, microondas-, o resignarse a la ducha fría, bañarse en el gimnasio y gastar en comida comprada. Esto además puede generar conflictos entre propietarios e inquilinos, porque los primeros en muchos casos no quieren comprar ninguno de esos electrodomésticos “de urgencia”.

A su vez, “muchos inquilinos no logran que les bajen el monto del alquiler y, por las demoras, terminan yéndose del departamento y pagando multa, aunque no les corresponda”, cuenta a Clarín Gervasio Muñoz, referente de la asociación Inquilinos Agrupados. Según el artículo 1201 del Código Civil, el locatario puede rescindir el contrato sin multa o bien exigir el descuento en el pago.

Otro problema que sufren quienes alquilan es que muchas veces terminan pagando arreglos de conexión de sus bolsillos, ya que estos aparecen incluidos en las expensas ordinarias en lugar de en las extraordinarias.

 

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Fuente: https://www.nueva-ciudad.com.ar/notas/201812/39391-impulsan-cambios-para-que-el-servicio-de-gas-vuelva-mas-rapido-luego-de-un-corte.html

 

 

Información de Mercado
octubre 10, 20180

El Gobierno dio marcha atrás con el aumento extra del gas: “Se bajan las 24 cuotas que iban a pagar los usuarios”

Finalmente, el Gobierno dio marcha atrás con el aumento extra del gas y los consumidores no tendrán que pagar 24 cuotas. La decisión, que se negocia con la oposición, habría generado varios frentes dentro del Gobierno de Cambiemos: en el centro de todos está Javier Iguacel, el secretario de Energía que comunicó la medida.

“Estamos trabajando en una salida consensuada con la oposición. Se bajan las 24 cuotas que iban a pagar los usuarios. A partir del año que viene, el Estado se hará cargo del desfasaje que generó la devaluación en las tarifas y se pagará en 30 cuotas hasta el 2021“, detallaron fuentes del Ministerio del Interior a Infobae.

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En este momento, el ministro del Interior, Rogelio Frigerio, negocia con legisladores de la oposición para incluir en el proyecto de Presupuesto 2019 un artículo para que la disposición vigente caiga y que, superada esa instancia, las empresas se hagan cargo del impacto de la devaluación de acá en más. Por esta única vez, las petroleras se harán cargo de la diferencia de precio y el Estado pagará los intereses generados.

“Me parece bien que se haya suspendido el cobro del retroactivo y valoro enormemente que a partir de nuestra denuncia el Gobierno haya podido hacer cumplir la ley”, le dijo a Infobae el fiscal federal Guillermo Marijuan, quien había denunciado penalmente a Iguacel por la resolución que establecía una compensación para las distribuidoras de gas en virtud de la devaluación. Ahora esa resolución quedaría sin efecto.

Marijuan había dicho que el funcionario es “prima facie” autor del delito de abuso de autoridad y violación de los deberes de funcionario público, previsto en el artículo 248 del Código Penal.

Además de la denuncia de Marijuan y de las fuertes críticas internas de miembros de la coalición gobernante, Iguacel está en el ojo de una tormenta política que involucra a su jefe directo, el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne –quien está en Indonesia en la cumbre del FMI–y a otros altos funcionarios de peso, como Marcos Peña, jefe de Gabinete, y Frigerio. Todos le critican que los salteó y negoció directamente el tema de la compensación con el presidente Mauricio Macri sin consultar.

“Es una gran noticia que esperemos lleve tranquilidad a la sociedad”, señaló la senadora nacional Silvia Elías de Pérez, secretaria parlamentaria de Cambiemos en la Cámara alta. “El esfuerzo fiscal lo hará el Estado nacional, que en 30 cuotas desde octubre de 2019 pagará la compensación a las empresas productoras”, agregó la legisladora tucumana, quien confirmó que hoy el Senado derogará la resolución de Energía.

Dos horas antes de la marcha atrás, el propio Presidente había defendido el cobro de las cuotas extra. “La energía hay que pagarla. Aquello que te regalan, a la larga te va a costar más“, dijo el mandatario en una entrevista radial en Olavarría.

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Fuente: https://www.infobae.com/noticias/2018/10/10/el-gobierno-dio-marcha-atras-con-el-aumento-extra-del-gas-se-bajan-las-24-cuotas-que-iban-a-pagar-los-usuarios/