La empresa líder en tecnología Panasonic, la empresa energética Equinor y el grupo industrial Hydro han firmado un Memorando de Entendimiento (MoU) para formar una asociación estratégica para explorar las posibilidades de establecer un negocio europeo de baterías sostenible y competitivo en costos.

Las compañías trabajarán juntas hacia el verano de 2021 para evaluar el mercado de baterías de iones de litio en Europa y madurar el caso comercial para un negocio de baterías ecológicas ubicado en Noruega. Las empresas tienen la intención de que esta iniciativa se base en la tecnología líder de Panasonic y se dirija al mercado europeo de vehículos eléctricos y otras aplicaciones.

Las empresas también investigarán el potencial de una cadena de valor de baterías integrada y la ubicación conjunta de los socios de la cadena de suministro. Los hallazgos de esta fase exploratoria inicial constituirán la base para decisiones posteriores.

Mototsugu Sato, vicepresidente ejecutivo de Panasonic, dijo que la compañía ve la asociación estratégica con Equinor e Hydro como una base potencial para el futuro desarrollo y crecimiento en el sector de energía / baterías en la región europea.

“Esta colaboración combina la posición de Panasonic como empresa de tecnología innovadora y líder en baterías de iones de litio, con la profunda experiencia industrial de Equinor e Hydro, ambos importantes actores globales, para allanar potencialmente el camino para un negocio de baterías robusto y sostenible en Noruega”, afirmó el directivo.

“Nuestras empresas buscan ser líderes en la transición energética. La creación de esta asociación de baterías de clase mundial demuestra la ambición de Equinor de convertirse en una amplia empresa de energía. Creemos que el almacenamiento de baterías desempeñará un papel cada vez más importante para llevar los sistemas de energía a cero emisiones netas. Al unir nuestras diferentes áreas de experiencia en energía, nuestras empresas buscarán crear un negocio de baterías que sea rentable, escalable y sostenible”,  afirmó Al Cook, vicepresidente ejecutivo de Estrategia Global y Desarrollo Comercial en Equinor.

La electrificación es un elemento fundamental en la transición de Europa hacia cero emisiones netas en 2050, y se espera que las baterías jueguen un papel vital en esto, especialmente en el sector del transporte, donde la demanda está creciendo rápidamente.

Como parte de esta fase inicial, las empresas se involucrarán directamente con clientes potenciales en las industrias automotriz y no automotriz de Europa y entablarán un diálogo con las autoridades relevantes en Noruega y en Europa con el objetivo de garantizar condiciones marco competitivas para esta iniciativa conjunta de baterías. Se esperan hallazgos preliminares para mediados de 2021.

https://www.worldoil.com/news/2020/11/18/equinor-panasonic-and-hydro-team-up-for-green-battery-development

La entrada Equinor, Panasonic e Hydro se unen para el desarrollo de baterías ecológicas se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Las principales petroleras que operan Nigeria han pedido a las autoridades locales que aumenten la vigilancia de sus activos petroleros y de infraestructur , en medio de las crecientes protestas contra la represión policial y los planes de recortes de empleos en el sector energético.

El desempleo supera el 40% en las regiones productoras de energía de Nigeria. Observadores del sector afirman que una mayor pérdida de puestos podría agravar los problemas de explotación de oleoductos, refinación ilegal de petróleo y ataques piratas, según consignó la agencia Reuters.

Las protestas y los recortes de empleo previstos están agravando aún más el desempleo en el delta del Níger, la región productora de petróleo de Nigeria, y las empresas y organizaciones sin fines de lucro temen un aumento en el robo de petróleo en los oleoductos.

Tres fuentes cercanas a las empresas, que hablaron bajo condición de anonimato, dijeron a Reuters que las principales firmas habían pedido una vigilancia más estricta y organizaciones no gubernamentales sostuvieron que había riesgo de que se cometieran crímenes.

«Va a aumentar la desesperación en la región, lo que conduce a la delincuencia», afirmó Ken Henshaw, director ejecutivo de la ONG We The People, con base en Port Harcourt.

Chevron planea recortar el 25% de su fuerza laboral en Nigeria, que según IndustriALL Global Union incluía 1.000 puestos de trabajo.

Las petroleras ya no ofrecen suficientes puestos de trabajo para satisfacer las necesidades de empleo en la región, que tiene pocas industrias adicionales.

Royal Dutch Shell y ExxonMobil han anunciado recortes de empleo a nivel mundial, pero dijeron que no saben cuántos vendrán en Nigeria. Eni no hizo comentarios, mientras que Total no ha anunciado recortes y afirmó que no había reducido los salarios en Nigeria.

El sindicato petrolero Pengassan dijo que aproximadamente 200.000 nigerianos trabajan en el sector del petróleo y el gas. Los sindicatos están luchando contra todos los recortes.

El desempleo de Nigeria alcanzó el 30% en el segundo trimestre, y los estados productores de petróleo de Akwa Ibom y Rivers tuvieron el segundo y tercer total más alto a nivel nacional, con un 45,2% y un 43,7%, respectivamente. En los cuatro principales estados productores de petróleo, 4,8 millones de personas no tuvieron trabajo en el segundo trimestre.

Las tasas de desempleo en los principales estados productores de petróleo de Nigeria en el Delta superan el 45 por ciento.

La creciente tensión en el principal productor de petróleo de África provocó la reacción del Departamento de Estado de EE. UU., Y el secretario Mike Pompeo  dijo  a fines de octubre que «Estados Unidos condena enérgicamente el uso de fuerza excesiva por parte de las fuerzas militares que dispararon contra manifestantes desarmados en Lagos, causando muerte y heridos».

La industria del petróleo y el gas representa alrededor del 10 por ciento del producto interno bruto (PIB) de Nigeria, mientras que los ingresos por exportaciones de petróleo representan el 86 por ciento de los ingresos totales.

https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Oil-Majors-Look-To-Bolster-Security-In-Nigeria-Amid-Protests.html

La entrada Las grandes petroleras en Nigeria reclaman que se refuerce la seguridad ante el aumento de las protestas se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

La producción de petróleo crudo en el Golfo de México de Estados Unidos tuvo su peor caída en agosto pasado  desde septiembre de 2008, debido a los cierres que obligó el paso de los huracanes Marco y Laura, según informó la Administración de Información de Energía (EIA).

 En agosto, la producción de petróleo del Golfo de México disminuyó en un 27 por ciento, o en 453.000 barriles por día (bpd), en comparación con julio, estimó la EIA. La producción total promedió 1.2 millones de bpd en agosto de 2020, que fue la tasa de producción más baja en casi siete años. 

Los huracanes Marco y Laura tocaron tierra en la costa del Golfo con tres días de diferencia a fines de agosto y aumentaron la magnitud de los cierres debido a que los operadores bombeaban volúmenes reducidos de petróleo crudo durante 15 días, dijo la EIA.

En lo que va del año, cinco huracanes y una depresión tropical han interrumpido la producción de petróleo en el Golfo de México, ya que la temporada de huracanes del Atlántico de este año se convirtió en la más activa registrada con 30 tormentas. Tantas fueron las tormentas este año que el Centro Nacional de Huracanes se quedó sin los nombres planificados y comenzó a referirse a ellos como letras griegas.

El último huracán que provocó cierres en el Golfo de México fue Zeta, que obligó al cierre del 66,6 por ciento de la producción de crudo en el Golfo de México el 28 de octubre, con 228 plataformas evacuadas.

La temporada récord de huracanes en el Atlántico obligó a los operadores del Golfo de México a cerrar la producción de un total de 41 millones de barriles de petróleo durante toda la temporada, los datos más cerrados en datos que datan de 2010.

Según las estimaciones de Bloomberg , los cierres de la producción de petróleo durante esta temporada de huracanes fueron iguales a 270.000 barriles por día (bpd), o aproximadamente la producción diaria del pequeño productor de la OPEP, Congo.

La producción de petróleo del Golfo de México se recuperó a un promedio de 1,73 millones de bpd en septiembre, pero luego cayó a 1,29 millones de bpd en octubre debido a los huracanes Delta y Zeta.

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Hurricanes-Led-To-Steepest-Fall-In-Gulf-Of-Mexico-Oil-Production-Since-2008.html

La entrada Los huracanas en el Golfo de México provocaron la peor caída de la producción de crudo desde 2008 se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

El Parque Solar Cauchari, de 300 MW de capacidad instalada, ubicado en la provincia de Jujuy, es el principal emprendimiento fotovoltaico del país. En diálogo con Nicolás Gandini, como parte del ciclo de entrevistas que organiza EconoJournal, el abogado Guillermo Hoerth que preside el proyecto y Felipe Albornoz, titular de JEMSE (Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado) brindaron detalles sobre la iniciativa, tanto desde el punto de vista técnico como de su impacto regional.

Entrado en habilitación comercial el 26 de septiembre, Guillermo Hoerth define al proyecto como “uno de los pocos casos en que la conexión a la red es simultánea con la puesta a punto y el período de adaptación de la planta. Es decir que, mientras ajustamos la planta, producimos energía y la entregamos al sistema, cumpliendo el contrato con Cammesa”.

Felipe Albornoz, señaló que JEMSE está acompañando el proyecto como accionista. “Seguimos trabajando para ampliar el proyecto en 200 MW y buscar nuevos emprendimientos similares en la zona”, remarcó. Con respecto a la ampliación aseguró que “se enviaron todos los formularios y estamos sujetos a la autorización de Nación”. Además, sostuvo que “se está trabajando en otras propuestas relacionadas a la energía fotovoltaica en la región como parques de energía distribuida de entre 8 y 10 MW”, aseguró.

La puesta en marcha

Casi un millón de paneles ocupan la superficie de los parques y debajo de la tierra hay 3500 kilómetros de cable, un viaje ida y vuelta de Jujuy a Buenos Aires. “Es una planta moderna desde el punto de vista tecnológico porque permite trabajar sobre sub-plantas de 3 MW cada una. Entonces, si hacemos ajustes en alguna parte, el resto sigue funcionando y podemos despachar en función de la instrucción que le demos al sistema”, aseguró Albornoz.

La construcción de la planta implicó 390 millones de dólares más el costo de conexión de 33 millones sin tener en cuenta los impuestos e intereses de financiamiento que demandan la emisión de un bono de la provincia y un crédito del asiático Eximbank. Hoerth sostuvo que “alrededor de 100 millones del costo local de inversión se volcaron en el mercado interno de Jujuy. Muchas empresas regionales prestaron servicios y, por otro lado, a través del Ministerio de Producción de la provincia se desarrollaron cooperativas que aportaron valor en la vecindad. Trabajaron 1700 empleados en total”.

En la misma línea, se firmó también un convenio entre el Ministerio de Educación de la provincia y la Universidad del Ministerio de Defensa para capacitar 600 trabajadores de 102 comunidades originarias en actividades como instalación eléctrica y metalmecánica. “Desde JEMSE, apuntamos a generar negocios, emprendimientos y procesos productivos aprovechando los recursos de la puna”, indicó Felipe Albornoz y sentenció, a raíz de las críticas y cuestionamientos a la provincia por pensar sólo en la renta, que “no se apunta sólo al rendimiento económico. Este proyecto en la segunda zona del mundo que tiene más radiación, es un hito a nivel nacional, cuida el medio ambiente, genera empleo, establece una matriz de producción y provoca el movimiento de la producción local”.

Los desafíos

“La logística no fue nada fácil”, dijo Guillermo Hoerth. “Es una región que presenta dificultades de acceso y había que subir 3800 contenedores a 4200 metros de altura. Por otro lado, las condiciones climáticas son terribles, en las noches de invierno la temperatura baja a menos 18 grados, entonces el horario para coordinar la logística comienza a las 9 de la mañana y finaliza a las 3 de la tarde desde mayo hasta septiembre”.

Otro desafío importante consistió en realizar el análisis de los materiales y sus componentes para que resistan la altura y la velocidad de los vientos. El diseño se pensó tomando en cuenta una hipótesis de ráfagas de viento a 180 kilómetros por hora. En esta línea, tener a disposición la experiencia china fue fundamental teniendo en cuenta que hay proyectos en altura en determinadas zonas de Asia.

La construcción de la planta fue ejecutada por las contratistas Power China y Shangai Electric. El presidente de JEMSE destacó el compromiso y la buena comunicación que se entabló con los profesionales chinos y aseguró que el contacto sigue vigente para abordar cuestiones de asesoramiento y financiamiento. “Nosotros aportamos desde el punto de vista de la ingeniería que es poco común en lo que hace al rol del dueño”, expresó Hoerth.

“Los chinos tienen mucho compromiso en su palabra, aunque lógicamente hay diferencias. Por ejemplo, ellos no piensan en la duración de un material a largo plazo porque tienen capital de sobra, en cambio nosotros proyectamos un transformador y no lo queremos cambiar nunca más. Hubo que compatibilizar desde ese lugar y desde el punto de vista cultural se dio un intercambio interesante”, agregó.

El proyecto del Parque Solar Cauchari evidencia la posibilidad de que empresas estatales sirvan de driver para generar crecimiento y dinamizar la producción y el desarrollo de energías renovables en regiones que tienen importantes necesidades socio-económicas. Tal como señalaron ambos entrevistados, “el rol de las empresas del Estado se pone a la vanguardia para generar un ahorro en la provincia de Jujuy con miras hacia el desarrollo económico de las futuras generaciones”.

Por último, teniendo en cuenta los recursos de litio que tiene la puna, -especialmente Jujuy, Salta y Catamarca-, Albornoz subrayó que “el litio es esencial en la provincia y estamos seguros de su gran futuro. Tenemos intención de trabajar la tecnología de las baterías de litio. Ya cerramos convenio con la Universidad Nacional de la Plata para desarrollar un modelo de conversión de buses tradicionales a eléctricos. Estamos trabajando en la electro-movilidad. En base a este prototipo podemos analizar la conveniencia, los precios y la competitividad. Es un proyecto sustentable de 18 meses que esperemos, arroje buenos resultados”.

La entrada Parque Solar Cauchari: “Seguimos trabajando para ampliar el proyecto en 200 MW” se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Después de una serie de importantes descubrimientos de petróleo en alta mar de Guyana, ExxonMobil y sus socios descubrieron que el pozo más profundo perforado hasta el momento en alta mar del país latinoamericano no tenía potencial comercial para un desarrollo independiente.

El pozo Tanager-1 ha sido reportado como un descubrimiento de petróleo, que actualmente se considera no comercial como desarrollo independiente, dijo un socio minoritario en el Bloque Kaieteur, Westmount Energy, en una presentación a la Bolsa de Valores de Londres el Martes.  

Westmount Energy posee el 5,4 por ciento de Cataleya Energy, la empresa matriz de Cataleya Energy Limited, que tiene el 25 por ciento en Kaieteur Block operado por una subsidiaria de ExxonMobil.

“El resultado del pozo de exploración Tanager-1 ha demostrado ser una mezcla de resultados – confirmando la extensión del fairway de juego de Liza en el bloque Kaieteur pero aparentemente se queda corto en los niveles estratigráficos más profundos”, dijo el Presidente Ejecutivo de Westmount Gerard Walsh.

El descubrimiento de petróleo no comercial en el pozo más profundo perforado hasta el momento en las afueras de Guyana es un raro error para Exxon y sus socios, que han encontrado importantes recursos de petróleo en los últimos años.

Exxon  anunció a principios de septiembre su decimoctavo  descubrimiento de petróleo en la costa de Guyana, que se suma a su estimación anterior de más de 8.000 millones de barriles de recursos recuperables descubiertos en el área. 

A fines de septiembre, Exxon dijo que había tomado la decisión final de inversión en el campo costa afuera de Payara en Guyana, esperando que Payara produjera hasta 220,000 bpd de crudo cuando comience la producción comercial en 2024.

Este sería el tercer proyecto de desarrollo offshore del supermajor en Guyana, que saltó a la fama gracias a una serie de descubrimientos en el bloque Stabroek realizados por Exxon y su socio Hess Corp.

En menos de cinco años, Exxon y sus socios en el bloque Stabroek hicieron más de una docena de descubrimientos de calidad en el bloque, convirtiendo a Guyana en la nación productora de petróleo más nueva el año pasado. Guyana se unió oficialmente a las filas de los productores de petróleo a fines de diciembre de 2019, después de que Exxon y sus socios  comenzaran a producir petróleo en  alta mar. 

https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Exxons-Deepest-Guyana-Oil-Well-Disappoints.html

La entrada La exploración de Exxon del pozo más profundo de Guyana dio malos resultados se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

El Departamento del Tesoro de EE.UU. volvió a extender,  ahora hasta el 3 de junio de 2021, la licencia que permite a Chevron continuar con sus operaciones esenciales en territorio venezolano, pese a las sanciones aplicadas por Washington contra la compañía estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa).

La medida, que solo aplica para «el mantenimiento limitado de operaciones esenciales en Venezuela o la liquidación de operaciones para determinadas entidades», también incluye a las empresas Halliburton, Schlumberger Limited, GE Baker Hughes y Weatherford International.

El permiso garantiza la preservación de activos y la seguridad del personal de esas empresas en suelo venezolano, así como la cancelación de impuestos locales y el pago de salarios a empleados o contratistas.

El pasado mes de abril, el gobierno de EE.UU. ordenó a Chevron «cesar gradualmente» sus actividades petroleras en Venezuela, hasta un simple «mantenimiento» de sus activos. La última licencia otorgada para tal fin expiraba este 1 de diciembre.

Chevron, la segunda petrolera de EE.UU. y la séptima del mundo, es la última gran compañía estadounidense que aún opera en el sector del crudo en Venezuela, donde tiene participación en varias empresas mixtas con Pdvsa como Petropiar y Petroindependencia, en la Faja Petrolífera del Orinoco, o Petroboscán y Petroindependiente, en el fronterizo estado Zulia.

https://www.efe.com/efe/america/economia/ee-uu-extiende-la-licencia-a-chevron-para-operar-en-venezuela-hasta-junio-de-2021/20000011-4396749

La entrada EE.UU. extiende la licencia a Chevron para operar en Venezuela hasta junio de 2021 se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

México está avanzando con planes para nacionalizar su emergente industria del litio luego de que un miembro del gobernante partido Morena presentó un proyecto de ley en el parlamento la semana pasada , que exige que el metal de la batería sea considerado propiedad exclusiva de la nación, con la producción controlada por el estado.

Alejandro Armenta, titular de la comisión de finanzas del Senado, propone la creación de una nueva entidad estatal, LitioMex, para regular la minería de litio.

 “No se trata de cerrar la puerta a la inversión”, dijo Mena en una sesión on line del parlamento. “Es necesario que exista una regulación (…) Actualmente estamos regalando nuestro litio a chinos, estadounidenses y canadienses (…) No deberíamos ser un paraíso para la explotación. Eso se llama saqueo».

México ya ha ahuyentado a los inversores privados al renegociar los contratos de gasoductos que el gobierno declaró exorbitantes. También ha intentado cambiar las regulaciones para proyectos de energía renovable.

Ojos en Sonora

Hasta el momento, México no es un gran productor de litio. Pero la situación comenzará a cambiar cuando Bacanora Minerals  y el socio de riesgo compartido Ganfeng Lithium comiencen la producción comercial en su proyecto de Sonora, que se espera para 2023. La mina producirá inicialmente 17.500 toneladas de litio por año. A pleno rendimiento, Sonora generará 35.000 toneladas de metal de batería por año.

Ganfeng, que cotiza en Hong Kong y tiene acuerdos para suministrar litio a Tesla y a LG Chem de Corea del Sur, aumentó recientemente su participación del 22,5% al ​​50% en el proyecto, que cree que es de «clase mundial».

El director ejecutivo Wang Xiaoshen ha expresado sus reservas sobre los planes del país para su industria del litio. “Puede que la nacionalización no sea una buena idea; hay muchos malos ejemplos de nacionalización de recursos ”, dijo Wang en septiembre. “Un ejemplo es Bolivia. Hay grandes recursos de litio allí, pero durante muchos años no se ha construido ningún proyecto porque los bolivianos no permiten que las empresas extranjeras posean propiedades mineras. Ese es un gran obstáculo para atraer inversiones», aseguró.

Sin embargo, Armenta afirma que el valor de los recursos de litio de México es más de cuatro veces la deuda soberana del país y, como tal, podría ser una solución a los problemas económicos actuales de la nación.

La entrada México estudia nacionalizar la explotación del litio se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

La energética Iberdrola y Bayer en España han anunciado hoy la firma del primer contrato de compraventa de electricidad a largo plazo (PPA) entre una energética y una farmacéutica en España, generada por fuentes de generación limpia.

En virtud de este acuerdo, Iberdrola suministrará electricidad 100% renovable para cubrir la totalidad del adquisitivo de electricidad de los 9 centros de Bayer en España, entre los que se encuentran 3 fábricas, 5 centros de investigación y desarrollo (I+D) y las oficinas centrales de la compañía para Iberia.

Esta iniciativa será efectiva en el 100% de estos centros a partir de 2022 y durante diez años, con la energía generada por la planta fotovoltaica Francisco Pizarro, la planta fotovoltaica más grande proyectada en la actualidad en Europa, que Iberdrola levantará en Extremadura y de la que ya tiene la aprobación del impacto medioambiental (DIA). Se prevé que esté operativa en 2022 y tendrá una potencia instalada de 590 MW.

Hasta el momento en que entre en operación la planta, el acuerdo contempla un ‘contrato puente’ con el que Bayer realiza desde ahora un consumo eléctrico total sin emisiones, con garantía de origen renovable (GDO).

Iberdrola y ya firmaron en México un PPA por el que la farmacéutica consume energía verde generada por el parque eólico terrestre Santiago, ubicado en el estado de Guanajuato.

Bayer anunció a finales del año pasado su compromiso por conseguir una huella neutral de emisiones en todo el mundo para 2030.

La inversión en el proyecto fotovoltaico Francisco Pizarro se elevará a unos 300 millones de euros. El proyecto forma parte del plan de inversión en renovables de Iberdrola en Extremadura, que prevé la instalación de unos 2.000 MW verdes a 2022.

La entrada Iberdrola firma con Bayer un PPA para proveerle 590 MW de renovable se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Repsol y Sinopec mantienen una dura batalla arbitral por la operación de compra de los activos británicos de Talisman. La compañía china reclamó en julio de 2015 una indemnización de 5.000 millones de dólares por los daños que presuntamente le generó esta operación. Dos años después, la petrolera española presentó otra demanda arbitral para exigirle a la china una compensación por cualquier daño que pudiera sufrir como consecuencia del primer arbitraje.

La situación de este conflicto encara ahora su recta final. La petrolera española espera que el arbitraje que presentó Sinopec en su contra pueda resolverse en el segundo semestre del próximo año y, al mismo tiempo, está avanzando en la demanda que ella misma impuso contra la asiática.

Según ha indicado la petrolera a la CNMV, el próximo 21 de mayo tendrá lugar la vista para dilucidar el arbitraje impuesto por Repsol contra Sinopec por los daños que pueda producirle cualquier decisión adversa sobre el arbitraje inicial.

En estos momentos, los abogados están en labores de preparación de las pruebas sobre la actuación de Sinopec en los meses previos a la operación de compra.

Además de este arbitraje, la compañía dirigida por Josu Jon Imaz ha dado más pasos para hacer frente a la ofensiva de Sinopec. Repsol impugnó el pasado 28 de abril uno de los laudos parciales que daba la razón a la petrolera china ante la High Court de Singapur. Esta entidad ya ha trasladado al Singapore International Commercial Court el caso y se estima que el recurso de anulación se resolverá en el segundo trimestre de 2021.

Repsol provisionó en su momento 837 millones para hacer frente a este litigio pese a que asegura que el riesgo era limitado.

El arbitraje en curso de Sinopec contra Repsol se ha definido en dos partes. En la primera fase se tiene que determinar si hay responsabilidad y en la segunda se decidirá sobre la cuantificación de los daños.

Según explicó la petrolera, en estos momentos este millonario proceso está en la primera fase y, por el momento, se ha decidido que en la parte correspondiente al incumplimiento de Warranties se ha desestimado los argumentos de la petrolera china y en lo que respecta a la existencia de Fraudulent Misrepresentation y la aplicación de ciertas Indemnities en relación con la disputa sobre las reservas se ha estimado parcialmente la reclamación de Sinopec.

La petrolera explicó que el tribunal todavía tiene pendiente pronunciarse con uno o varios laudos sobre el área de producción, proyectos, mantenimiento, abandono y tramitar toda la segunda fase de cuantificación de daños.

Repsol asegura que para esta segunda parte se espera el uso de expertos para el cálculo de los daños y asegura que la disputa entre ambas compañías no está afectando al resto de negocios de la petrolera y añade que la valoración de los mismos incluso se ha visto mejorada.

Repsol y Sinopec son socios también en los negocios en Brasil donde mantienen una compañía conjunta que tiene un valor contable de 4.357 millones de euros y que logró un resultado de 258 millones en 2019, una cifra similar a la del año anterior.

https://www.eleconomista.es/energia/noticias/10893477/11/20/Repsol-abre-una-ofensiva-legal-contra-el-arbitraje-de-Sinopec-que-le-reclama-5000-millones.html

La entrada Repsol cambia de estrategia en un litigio con Sinopec por US$ 5000 millones se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Tras haber recorrido las distintas etapas del concurso, ENERGIA ITINERANTE, la iniciativa creada por Camuzzi para fomentar la cultura local y la música de artistas emergentes, llega a su instancia final: las artistas RO SOSA y LIYAH se medirán “en vivo” en un último duelo que tendrá lugar el próximo viernes 20 de noviembre a las 19.30 hs. en la cuenta oficial de Instagram @camuzzigas.

Estas dos mujeres, con voces cautivantes y un estilo único, se impusieron a lo largo de todo el certamen, destacándose entre los más de 280 artistas que participaron de esta nueva edición del concurso, en el que se registraron más de 20.000 votos a lo largo de las diferentes instancias de eliminación.

Representando a la ciudad de Tandil, la artista que buscará ganar la final con la interpretación de su tema Buscando, es Ro Sosa, mientras que, en representación de Trelew, la artista chubutense Liyah intentará imponerse con su tema Quien va a ser?.

La conducción del evento estará en manos del “Pollo Alvarez”. Se tratará de un encuentro en vivo y en la cuenta oficial de Instagram @camuzzigas, y en donde el público – al igual que en todo el certamen- deberá indicar a través de un like quien es su artista preferida. La más votada será la ganadora de esta nueva edición de ENERGIA ITINERANTE; y quien accederá al premio de $150.000 para seguir potenciando su proyecto artístico.

Además, y por el solo hecho de haber llegado hasta la final, LIYAH y RO SOSA estarán colaborando con dos instituciones sin fines de lucro de sus respectivas ciudades (Comedor del Corazón en Trelew y Banco de Alimentos de Tandil). Cada una de estas instituciones recibirá 400kg., de alimento no perecedero, como forma de acompañar también a través de este certamen, el espíritu de compromiso con la comunidad de dichas organizaciones.

Energía Itinerante tiene como objetivo fomentar la visibilidad de los músicos emergentes, alentar la creatividad y el desarrollo de los talentos locales. Esta iniciativa se desarrolla en el marco del programa “Más cerca de nuestra comunidad” de Camuzzi, como parte de la estrategia de la sustentabilidad de la compañía. 

Entre 2019 y 2020, más de 500 músicos emergentes de las ciudades de Bahía Blanca, Coronel Pringles, Punta Alta, Sierra de la Ventana, Trelew, Rawson, Puerto Madryn y Tandil han sido parte del concurso, mostrando su arte a miles y miles de personas. ENERGÍA ITINERANTE es una iniciativa musical plural en la que ya han participado bandas y solistas de todos los géneros musicales: rock, pop, metal, cumbia, hip-hop y blues son algunos de los estilos musicales que han pasado por el “escenario” de ENERGIA ITINERANTE. 

La entrada Energía itinerante ya cuenta con sus dos finalistas se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Jaqueadas por el congelamiento tarifario, las subdistribuidoras gasíferas atraviesan una profunda crisis y algunas han decidido reducir su participación en el negocio o directamente retirarse transfiriéndoles la obligación de prestar al servicio a las distribuidoras, que operan como proveedoras de última instancia. Las que están transitando ese camino son la operadora marplatense CAMET y la estatal Hidrocarburos del Neuquén (Hidenesa). En ambos casos es Camuzzi quien deberá continuar con la prestación del servicio.

La figura del subdistribuidor está contemplada en el decreto 1738/92 y en las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución aprobada por el decreto 2255/92. Se lo define como un cliente autorizado por la Autoridad Regulatoria para operar cañerías de gas que conectan el Sistema de Distribución de la distribuidora con un grupo de usuarios.  Tiene con esos usuarios las mismas obligaciones que rigen para las distribuidoras, pero no es considerado como proveedor de última instancia.

Su tarea ha sido y es esencial en aquellas áreas geográficas en donde las distribuidoras declinan su derecho de prioridad, tanto para la construcción del emprendimiento como de su operación y mantenimiento. En la actualidad, hay 17 subdistribuidoras autorizadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), entre las cuales figuran cooperativas, empresas privadas e incluso operadores estatales como Hidenesa, Bagsa y Distrigas.

Una modificación regulatoria que introdujo el ente en 2017 erosionó su margen de operación, ya que algunas subdistribuidoras pagan el gas más caro de lo que lo abona un cliente R1 a la distribuidora. A su vez, el congelamiento tarifaria, vigente desde abril de 2019, constituyó el golpe de gracia para estos operadores que han visto incrementar sus costos mientras sus ingresos permanecen fijos. El principal problema lo enfrentan las firmas más pequeñas que no pueden compensar los menores ingresos a partir de la escala del negocio.

La primera reacción fue dejar de pagar el gas. De hecho, 13 de esas 17 subdistribuidoras tienen deudas por no abonar el fluido. Sin embargo, ahora algunas compañías directamente tomaron la decisión de reducir su negocio o directamente dejar de prestarlo. En el sector afirman que en el Enargas funciona una comisión que se ocupa del tema, pero en todos estos meses de gestión no le aportó ninguna solución a los operadores.

Los casos de Camet e Hidenesa

Camet es una cooperativa que no solo brinda servicio de gas sino también de electricidad, telefonía e internet. Lo que decidió la firma es desentenderse de la provisión de gas. Por lo tanto, unos 200 usuarios pasarán a ser abastecidos directamente por Camuzzi.

Son los barrios El Tejado, La Laura, Castagnino, Las Margaritas, Santa Angela, 2 de abril y el Sosiego. Muchos de ellos están entre el aeropuerto y la entrada a Mar del Plata, sobre la ruta 2. Para los vecinos el único cambio es que pasaran a recibir la factura de Camuzzi y pasarán a ser atendidos por las vías de comunicación que ofrece esta compañía, pero la red la red y el medidor seguirán siendo los mismos. Además, no habrá cambios en las tarifas.

El caso de Hidenesa es diferente. La compañía controlada por el gobierno de Neuquén presta servicio en unas 30 localidades y cuenta con unos 20 mil usuarios en la provincia. La decisión que le comunicó a Camuzzi y al ente regulador es que dejará de proveer gas solo en 4 localidades pequeñas que tienen entre 90 y 200 medidores cada una. Son Santo Tomás, Villa El Chocón, Las Buitreras y Los Catutos.

Los casos de Bagsa y Distrigas

Entre los principales deudores figuran Bagsa y Distrigas, pero a diferencia de las cooperativas estas subdistribuidoras son estatales. Por ejemplo, la deuda total de las subdistribuidoras con Camuzzi llega a los 1500 millones de pesos y las que más deben son justamente Distrigas, que opera en la provincia de Santa Cruz, y la bonaerense Bagsa.

La entrada Subdistribuidoras de gas abandonan el negocio o reducen su participación por el congelamiento tarifario se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

La reducción del costo monómico de generación durante los últimos dos años implicó, en el marco del congelamiento de tarifas a la energía eléctrica dispuesto a comienzos de 2019, que el incremento en el nivel de subsidios al sector haya sido relativamente moderado. En efecto, los subsidios pasaron de US$ 3.200 millones en 2019 a aproximadamente USD$ 4.200 millones durante 2020. Sin embargo, de no haberse producido la disminución en el costo de generación, los mismos podrían haber alcanzado aproximadamente US$ 6.000 millones en 2020.

La contracción del costo de generación obedeció a diversos factores: la mejora en la eficiencia de la generación térmica; la mayor generación de origen nuclear y renovable; la reducción a la remuneración de la generación bajo Resolución N° 31, y la disminución en el precio de los combustibles, entre otros. Sin embargo, estos factores tuvieron un impacto diferencial en la reducción del costo de generación, que se explica prácticamente en su totalidad por la generación de origen térmico.

El costo de generación térmica se redujo en 18 US$/MWh a lo largo de los dos últimos años, proceso que se explica centralmente por la baja en la remuneración y por las menores erogaciones en combustibles.

En este sentido, en 2019 y 2020 se redujo la remuneración al parque térmico, en particular, a la “generación vieja” (hoy remunerada a través de la Resolución N°31). Si bien la remuneración térmica bajo contratos se incrementó ante la incorporación de nueva potencia, eso no llegó a compensar los ahorros generados en la generación vieja, haciendo que el costo de generación térmica en su conjunto se redujera.

Vale señalar que la remuneración a la potencia en la “generación térmica vieja” se había incrementado notablemente durante los años 2017 y 2018, duplicando los precios percibidos en dólares respecto a los vigentes en los años anteriores. Sin embargo, este proceso comenzó a revertirse en 2019 y se profundizó en 2020.

De todas formas, el componente central de la baja del costo de generación térmica fue la reducción registrada en las erogaciones por el uso de combustibles -gas natural, gasoil, fuel oil y carbón-, que se redujeron en 15 US$/MWh comparando el año 2018 con los datos disponibles de 2020.

Si bien la reducción del precio de los combustibles, en particular del gas natural, fue determinante en la disminución del costo de la generación térmica, dando cuenta del 58% del ahorro, debe señalarse que las cantidades consumidas también se redujeron sensiblemente durante este período.

La menor utilización de combustibles en la generación de energía eléctrica se originó, en primer lugar, en la disminución de la demanda de energía eléctrica y, con ello, de la generación total. Al mismo tiempo, se registró un desplazamiento de la generación de origen térmico por fuentes de origen renovable y, en menor medida, nuclear. Finalmente, se verificó un aumento en la eficiencia en el uso de combustibles por parte del parque de generación térmico.

El aumento de la eficiencia del parque de generación térmico se observa en la menor utilización de combustibles para la generación de energía eléctrica: mientras que la generación térmica se redujo en un 13% entre 2018 y 2020, el consumo de combustibles lo hizo en casi un 20% en idéntico período. Este proceso se explica por el menor despacho de las maquinas menos eficientes en el marco de disminución de la demanda de generación térmica, pero también por la incorporación de potencia más eficiente a lo largo de los últimos años.

De todos modos, la mejora de la eficiencia explica sólo el 8% de la reducción del costo de la generación térmica, en tanto que el desplazamiento de esta fuente por energía nuclear y renovable explica el 15% de la disminución del costo total. Es decir, que la mayor participación de las energías renovables no redundó en una reducción sensible de los costos de generación, que, como fuera mencionado, se redujeron centralmente gracias a la reducción de los precios de los combustibles y, en menor proporción, a la disminución de la remuneración a la generación térmica vieja.

Es más, si se compara el aumento en las erogaciones por los contratos renovables con el ahorro en la generación térmica por el efecto desplazamiento, se observa que las energías renovables no determinaron una reducción en el costo de generación hasta el momento.

La mayor parte del ahorro en el costo de generación térmico provino de la caída del precio de los combustibles, en particular, del gas natural. En este sentido, cabe señalar que la reducción de precios que enfrentó este hidrocarburo en el mercado local desde comienzos de 2019 se tradujo en una sensible contracción de los niveles de inversión, proceso que provocó una disminución de los niveles de producción desde los 144 millones de m3 diarios en julio de 2019 a 123 millones de m3 diarios en septiembre de 2020.

La instrumentación del Plan Gas 2020 – 2024 seguramente permitirá revertir los niveles de declino que exhibió la producción a lo largo del último año, posibilitando así una reducción de las importaciones y, así mismo, garantizando un progresivo autoabastecimiento en materia energética.

Sin embargo, también implicará que el costo de generación de energía eléctrica no continuará disminuyendo, al menos, durante los próximos años. Por el contrario, el aumento del precio del gas natural en el mercado local a valores que cubran su costo de reposición implicará probablemente un encarecimiento en el costo monómico de generación. En este contexto, su impacto en términos de subsidios al sector eléctrico dependerá de la evolución de las tarifas durante el próximo año.

** Socios de la consultora Economía y Energía.

La entrada Subsidios a la energía eléctrica en un potencial ascenso se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Por Francisco Romano Rivarola*

Introducción

Finalmente se ha publicado en el Boletín Oficial el largamente esperado Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 conocido como “Plan Gas IV” mediante Decreto 892/2020 del 16 de noviembre de 2020.

Este nuevo esquema promocional de la producción de gas argentino obedece a loables objetivos, todos detallados entre sus considerandos que podemos sintetizar en la necesidad de viabilizar inmediatamente inversiones para aumentar la producción de gas natural en todas las cuencas del país y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos y más particularmente en “lograr que los costos del sistema eléctrico no aumenten por necesidad de reemplazar gas natural de origen nacional por sustitutos importados de mayor costo”.

El esquema consiste en la subasta de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas en un bloque único a inyectar a partir de mayo de 2021. El precio para la adjudicación no podrá exceder de 3,21 USD/MMBTU (precio a valor presente). El precio ofertado estará expresado en dólares.

El plazo es de cuatro años ampliable por cuatro más para proyectos Off Shore. A cambio los Productores deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales. Esto, en una actividad con declino geológico, implica un volumen de inversión significativo que –a la vez– tracciona los niveles de empleo. Se establecen sanciones por incumplimiento.

Los Productores que presenten precios más competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la licitación tendrán prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta y para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno.

Incertidumbres

El nuevo plan, si bien loable en sus objetivos, incurre en una serie de omisiones normativas o lagunas. El método preferido es remitir a “la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación”. En tanto no exista certeza sobre esas cuestiones se pretendería una especie de “acto de fe” de las productoras que deberían comprometerse a invertir y participar en la subasta sin tener claridad sobre todos los aspectos y consecuencias del nuevo esquema.

Veamos algunas de esas incertidumbres:  

No hay ninguna referencia a la deuda asumida por el Estado Nacional en el art. 7° del Decreto 1053/18: “Establécese que el Estado Nacional asume, con carácter excepcional y con el alcance previsto en este artículo, el pago de las diferencias diarias acumuladas mensualmente entre el valor del gas comprado por las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1º de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, generadas exclusivamente por variaciones del tipo de cambio y correspondientes a volúmenes de gas natural entregados en ese mismo período”. Los Productores adhirieron al esquema y con su adhesión el derecho al pago se convirtió en derecho adquirido en cabeza de los Productores, adquiriendo “vida propia” respecto de las vicisitudes del propio Decreto.

Por eso, más allá de la eventual derogación del Decreto 1053/18, el Estado Nacional debe hacer frente a la deuda o dar garantías suficientes y autoejecutables con carácter previo a asumir nuevas acreencias o a endeudarse nuevamente con los Productores, ahora por la diferencia entre el precio ofertado y el precio trasladado a tarifas. Justamente las garantías del nuevo esquema tampoco están claras.

Según el punto 20 del Plan, el Estado Nacional se hará cargo del diferencial entre el precio determinado por la Autoridad de Aplicación como precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) de conformidad con los cuadros tarifarios para las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y el precio resultante de la Subasta.

De acuerdo con el punto 40 del Plan “el Estado Nacional creará un sistema de garantía para respaldar el pago del diferencial entre el Precio Ofertado y el Precio en Cuadros Tarifarios, el que contará con un procedimiento de liquidación basado en los principios de celeridad y eficiencia administrativas, sin perjuicio de otros mecanismos de garantía del pago de las compensaciones a los Productores o las Productoras Firmantes bajo el Esquema basados en el reconocimiento de créditos fiscales, según se determine en la legislación respectiva y conforme sea reglamentado por la Autoridad de Aplicación y por la AFIP, según corresponda”.

Como se advierte, nulo compromiso estatal, total vaguedad y ninguna certidumbre sobre ese esquema de garantía del subsidio o sobre la eventual compensación mediante créditos fiscales. Claramente la posibilidad de compensación con certificados de crédito fiscal sería un mecanismo apto y “autoejecutable” como garantía del compromiso estatal. Se puede ver como ejemplo el Proyecto de Ley “Petróleo Activa” que tiene media sanción en la Provincia de Mendoza y permite el reintegro del 40% de la inversión en nuevos pozos o en la reactivación de pozos sin producción mediante certificados de crédito fiscal que podrán ser aplicados al pago de ingresos brutos y regalías.  Pero la mera referencia a esa solución “sin perjuicio” que se hace en el punto 40 del Plan, sumada a la necesidad de legislación y reglamentación por la Secretaría de Energía y por AFIP lo hacen aparecer como una intención muy condicionada y remota. Concretamente hoy por hoy no hay garantías de que el Estado Nacional cumpla su parte. Y el antecedente de la deuda plasmada en el Decreto 1053/18 claramente no ayuda…

Otro ejemplo es el relacionado con el necesario “empalme” del Plan con otros planes de estímulo anteriores en el tiempo, pero con posibilidades de “solapamiento” con el nuevo esquema. En este caso sabemos que los beneficiarios de los demás planes, ej. Resolución 46/17, deberán renunciar a algo, pero no sabemos a qué: “A los fines de acceder a participar en el presente Esquema, el Productor o la Productora Firmante que tenga comprometidos volúmenes en el marco del Programa de las Resoluciones N° 46 /17, 419/17 y 447/17, todas del entonces Ministerio de Energía y Minería, deberá presentar en el Sobre N° 1, la renuncia establecida en la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación”. (Punto 41)

No menos importante que lo anterior: ¿qué tratamiento se le dará a las nuevas inversiones? ¿se permitirá el acceso al mercado libre de cambios (MLC) para la conversión a dólares de los ingresos y su transferencia a cuentas en el exterior para repatriación o para el pago de financiamientos externos? De acuerdo con el Art. 9° del Decreto 892/2020, el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA, “deberá establecer mecanismos idóneos a fin de facilitar el acceso a dicho mercado”…  cuando los fondos hayan sido ingresados por el MLC y se trate operaciones genuinas destinadas a la financiación de proyectos enmarcados en el nuevo esquema.

De nuevo nos encontramos frente a un mero esbozo de posible reglamentación que deja abierta una cuestión crucial. ¿Por qué no aclarar como principio general que se dará acceso al MLC sin condicionamientos para la aplicación directa de cobros en divisas por exportaciones de hidrocarburos a tales fines (tanto para el deudor directo, como para los fideicomisos constituidos en el país)?

Sería una buena oportunidad para recrear este mecanismo y posteriormente extenderlo a todas las exportaciones. Pero para ello –al igual que en los demás casos de lagunas reglamentarias- debería existir una reglamentación precisa antes del vencimiento del plazo para presentar ofertas en la subasta y debería aclararse que el mecanismo de repatriación es un derecho adquirido para los oferentes, al amparo del marco licitatorio. Caso contrario podría modificarse a futuro sin derecho de reclamo para los participantes.

Conclusiones

El esquema competitivo elegido es correcto. Sin embargo, para ser exitoso, el nuevo plan requiere urgente definición de términos reglamentarios cruciales que se han dejado para más adelante y cuya falta de determinación podría desalentar la participación en el nuevo esquema o generar problemas de interpretación y situaciones litigiosas en el futuro, incrementando la inseguridad jurídica y el grave menoscabo de la ecuación económico-financiera que viene padeciendo el sector.

Es de esperar que los principios de “eficiencia y celeridad administrativas” a que se refiere el punto 40 del Decreto se apliquen para una inmediata reglamentación de esas cuestiones permitiendo así recrear cuanto antes las condiciones para un mercado de gas desregulado, transparente y competitivo.

*Socio a cargo del Departamento de Energía del Estudio Jurídico PAGBAM y Director de la Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos de la Universidad Austral

La entrada Plan Gas 2020-2024: las incertidumbres se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Enel Green Power Chile, la filial local de la energética italiana Enel, inició la construcción de su nuevo parque fotovoltaico Sol de Lila, al interior del desierto de Atacama, en la Región de Antofagasta. Esta nueva planta solar tendrá una potencia instalada de 163 MW y su puesta en marcha está programada para julio de 2021.

El parque fotovoltaico Sol de Lila es parte de una cartera de proyectos renovables que busca sumar 2 GW de capacidad instalada para 2022, la mitad de los cuales ya está en construcción.

A mediados de octubre, Enel inició la construcción del proyecto Domeyko, de 204 MW, que contará también con módulos bifaciales y generará alrededor de 589 GWh una vez que esté en pleno funcionamiento, y en junio, dio comienzo la construcción del parque solar Finis Terrae, de 126 MW.

La entrada Enel comienza la construcción en Chile de un proyecto de 163 MW se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

La agencia Bloomberg informó recientemente que la legislación ambiental de la Unión Europea podría arruinar las obras de expansión del Gas Natural Licuado (GNL) de EE. UU, a medida que avanza con  su ambiciosa agenda de emisión cero de carbono.

El principal objetivo del  Green Deal formulado por la Comisión Europea eliminar las emisiones netas de gases de efecto invernadero para 2050. Frente a esta situación,  los productores estadounidenses tendrán que trabajar duro para ganar el mercado de la UE. Una de las medidas que se está discutiendo para garantizar importaciones de GNL de bajas emisiones es la de otorgar certificados verdes a los empresas, en función de la carga de emisiones de sus productos. Para los exportadores esto significa costos adicionales.  La competencia en el espacio del GNL es apretada  y EEUU no es el productor de menor costo. Cualquier costo adicional haría que la tarea de encontrar compradores para el GNL procedente del  gas no convencional fuera cada vez más difícil.

Por supuesto, todos los exportadores de GNL incurrirían en estos costos. Al final, los productores de menor costo volverán a ganar a expensas de los de mayor costo en lo que podría convertirse en la última ilustración de la lógica del mercado superando los factores geopolíticos. La diversificación de las fuentes de importación de GNL probablemente beneficiará a los productores estadounidenses de GNL en Europa, pero es dudoso que Bruselas les dé algún pase gratuito por el mero hecho de la diversificación.

A largo plazo, las cosas se ven aún más sombrías si todo va bien con el Green Deal. Según sus objetivos finales, habrá poco espacio para cualquier GNL, u otro combustible fósil, en la mayor parte del continente europeo durante la vida de nuestros hijos.

La entrada Cómo podría impactar el nuevo acuerdo verde de Europa en las importaciones de GNL de EE.UU. se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

La compañía Hokchi Energy, filial de Pan American Energy (PAE) en México, finalizó la construcción de la infraestructura marina y comenzó la producción de hidrocarburos offshore en el campo Hokchi, ubicado en aguas someras del Golfo México, frente a las costas del Estado de Tabasco.

La filial de PAE informó que construyó dos plataformas de producción, realizó el tendido de más 100 kilómetros de ductos marinos e inició la producción con una estrategia temprana de acuerdo al plan de desarrollo aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

El inicio de la producción se dio a conocer en un evento donde participaron Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group y Enrique Lusso,director General de la compañía Hokchi Energy. Por parte de las autoridades mexicanas estuvieron el director General de Pemex, Octavio Romero Oropeza, quien asistió en representación del presidente mexicano Andrés Manuel López Obrador, entre otros.

Bulgheroni destacó la finalización de la etapa constructiva de la infraestructura marina y la relevancia del inicio de producción, donde la compañía invirtió más de 1.300 millones de dólares. “Estos trabajos representan un avance fundamental en el cumplimiento de los objetivos de nuestro plan de desarrollo aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con el fin de contribuir activamente a elevar el nivel de producción en el país. Tenemos un compromiso con México y su gente, por lo que seguiremos invirtiendo y trabajando para fortalecer nuestra posición como un aliado estratégico del gobierno para impulsar el desarrollo energético y económico del país”, aseguró el CEO de Pan American Energy Group.

Bulgheroni aseguró que la actividad de perforación en el campo continuará hasta 2022 y para el cierre del año 2021 habrá 7 pozos operando -5 de ellos productores y 2 inyectores-, alcanzando una producción de más de 14 mil barriles de petróleo crudo equivalente por día. “Este logro es producto de la colaboración de Hokchi Energy con las autoridades, reguladores y desde luego, con la comunidad de la que somos vecinos”, indicó el ejecutivo.

El proyecto Campo Hokchi

El proyecto de Hokchi Energy, filial de PAE, en total generó 3.000 empleos directos en la fase de la construcción terrestre y marina y 9.000 empleos indirectos en los servicios de soporte. En septiembre de 2015 obtuvo el contrato de extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de Producción Compartida -dentro de la segunda licitación pública de la Ronda Uno que llevó adelante ese país-. El contrato fue firmado en enero de 2016.

El Campo Hokchi cubre una superficie de 40 km2 y se encuentra a 30 kilómetros de la costa, bajo un tirante de agua de 30 metros ubicado en la parte marina de la denominada Cuenca Salina del Istmo, en el Golfo de México, frente a las costas del Estado de Tabasco.

La entrada La filial de PAE en México inicia la producción del campo offshore Hokchi se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]

Por medio de una nota al ministro de Trabajo, Claudio Moroni, el sindicato de petroleros privados de la cuenca Neuquina, el más numeroso del país, desafió la institucionalidad gremial del sector. Apenas 30 días después de haber cerrado un acuerdo salarial con las empresas petroleras y proveedoras de servicios, la organización que conduce Guillermo Pereyra reclamó formalmente la reapertura de la negociación paritaria.

No existen antecedentes de una contramarcha en tan corto período de tiempo. Las discusiones gremiales suelen ser complejas y pueden demorarse varias semanas. La que se cerró en octubre no fue la excepción. Los gremios petroleros de todo el país —y sobre todo el de Neuquén— estuvieron negociando durante tres meses con YPF y el resto de las empresas la readecuación de las condiciones laborales y remunerativas de los trabajadores frente a la pandemia.

Las partes firmaron la versión definitiva del acuerdo el 10 de octubre en una maratónica sesión en las oficinas de Alem del Ministerio de Trabajo. Pereyra, que dio positivo de Covid-19 hace 10 días, fue uno de los firmantes de esos documentos. Sin embargo, ahora desconoció ese compromiso y pidió la reapertura de las paritarias 2020/2021.

En rigor, en la decisión del gremio neuquino pesó mucho más la voluntad de Marcelo Rucci, número dos en la organización, que la del histórico líder sindical. El ex intendente de Rincón de los Sauces aumentó —tal como publicó EconoJournal— su poder real durante la cuarentena dentro del sindicalismo neuquino.

“Lo que se firmó en octubre es el reconocimiento de la cláusula por revisión por inflación que estaba pendiente de la paritaria 2019. No tiene relación con la paritaria 2020”, interpretó Rucci en diálogo teléfonico con este medio, desafiando el texto homologado por el Ministerio de Trabajo.

“Así como (Moroni) habilitó un aumento del 30% en la paritaria de Camioneros, queremos que nos habilite a discutir con las empresas la paritaria de este año”, agregó.

Misiva

Concretamente, la nota, a la que accedió EconoJournal, está firmada por Pereyra y Rucci solicita una “audiencia urgente” para discutir las paritarias de 2020 por la “abrupta” caída del poder adquisitivo. El texto tiene fecha del 13 de noviembre, un día antes de que el gobierno oficializara el lanzamiento del nuevo Plan Gas 2020-2024 para incentivar a la producción de gas.

La carta afirma que “atento a la finalización de las negociaciones de paritarias correspondientes al periodo 2019, y estando pendiente el tratamiento de las paritarias correspondiente al periodo marzo 2020 a marzo 2021; y debido al abrupta caída del poder adquisitivo a los fines de posibilitar la apertura de paritarias que permitan una recomposición salarial de los trabajadores”. En esa clave, le solicitan a Moroni que convoque a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y a la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).

Incomprensible

Fuentes de las empresas petroleras calificaron la iniciativa del gremio como “incomprensible”. “El acuerdo que se cerró en octubre incluye la negociación por las paritarias 2020/2021. Por eso expira el 31 de mayo”, explicó el director de una productora. En un despacho oficial retomaron esa misma línea para anticipar que, casi con seguridad, la cartera que dirige Moroni no hará lugar al planteo sindical.

“Fue el propio ministro (de Trabajo) quien cerró personalmente la negociación con los gremios petroleros. No va a autorizar una reapertura de paritarias un mes después de haberse cerrado”, explicó una fuente oficial.

La entrada Exclusivo: Pereyra y Rucci pidieron por carta la reapertura de las paritarias petroleras se publicó primero en EconoJournal.

, [#item_author]