Chevron registró un beneficio neto atribuido de US$ 21.369 millones en 2023, un 40,5% por debajo de las ganancias contabilizadas el año anterior.

Los beneficios del negocio de exploración y producción retrocedieron un 42,4% interanual, hasta los 17.438 millones, mientras que los de refino y marketing disminuyeron un 24,7%, hasta los 6.137 millones. Otros conceptos restaron 2.206 millones

También comunicó que en el cuarto trimestre sus resultados incluirían un impacto negativo de US$ 3.625 millones por el deterioro y desmantelamiento de activos de producción de petróleo y gas en el Golfo de México. Además, los tipos de cambio desfavorables detrajeron 479 millones.

Los ingresos de la petrolera alcanzaron US$ 200.949 millones, un 18,4% por debajo de los ingresos correspondientes a 2022.

Vale la pena destacar que durante el ejercicio anterior la petrolera adquirió PDC Energy, una participación mayoritaria en ACES Delta y un acuerdo de compra por Hess de US$ 53.000 millones

Por otro lado, los dividendos a los accionistas ascendió a US$ 26.300 millones, un 18% por encima de la cifra récord de 2022. En cuanto a las métricas financieras, Chevron cerró los últimos tres meses de 2023 con un rendimiento sobre el capital empleado (ROCE) del 5,1%, inferior a la media anual del 11,9%.

En el cuarto trimestre, Chevron obtuvo un beneficio neto atribuido de US$ 2.259 millones, un 64,4% inferior al del mismo tramo de 2022, mientras que sus ingresos hasta diciembre cayeron un 16,5%, hasta los 47.180 millones.

No obstante, el consejo de administración aprobó una mejora del 8% en el reparto del dividendo trimestral para dejarlo en 1,63 dólares (1,50 euros) por acción pagadero el 11 de marzo a los tenedores que figuren como tal el 16 de febrero.

El Gobierno de Javier Milei, tras decretar la emergencia energética, intervino los entes reguladores de gas y electricidad hasta el 31 de diciembre del corriente. La emergencia incluye tanto la generación (de interés público) como el transporte y distribución de energía eléctrica y transporte y distribución de gas natural (servicios públicos).

Para cumplir el objetivo fueron designados por 180 días los interventores Carlos María Casares -en el ENARGAS- y Darío Arrué, en el ENRE, ambos con facultades para supervisar las revisiones tarifarias y restaurar los directorios de ambos organismos (en 180 días), de acuerdo con lo establecido en las normas regulatorias.

La urgencia en las designaciones efectuadas por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, está motivada por la inminente revisión tarifaria integral (RTI) y el restablecimiento de la plena vigencia de los marcos regulatorios que contienen los mecanismos de fijación de precios y tarifas en condiciones competitivas, manteniendo los ingresos que permitan a las empresas amortizar inversiones.

Unificación

La novedad del paquete normativo enviado al Congreso, es la unificación de los organismos reguladores del gas y la electricidad, una compleja ambición que para adquirir consistencia requerirá de aprobación parlamentaria, habida cuenta de la complejidad normativa entrelazada con voluminosos contratos de licencia y concesión.

No se conoció aún la exposición de motivos que impulsan la amalgama de los reguladores. Todo indica que se busca una reestructuración de ambos organismos, por lo que la unificación en un solo ente, al estilo del Ofgem británico, facilitaría la tarea. Pero también es cierto que las tendencias en materia de regulación de los servicios públicos de energía están cambiando y teniendo en cuenta la íntima relación entre el precio del gas natural y el costo de generación, hablar de “energía” como un solo concepto para ambos consumos, no parece desatinado.

Subsidios

Según los trascendidos periodísticos, el Gobierno tendría en carpeta un nuevo esquema de subsidios que presentará en los próximos días, conformado por una canasta básica energética. La idea no resulta totalmente novedosa, pero podría ser la base conceptual para la unificación regulatoria.

La “canasta” representaría un tope de 10% de los ingresos de cada hogar destinados a satisfacer las demandas del acondicionamiento térmico, cocción y agua sanitaria. El guarismo no es caprichoso, ya que superado ese umbral, podría ingresarse en la zona de “pobreza energética”.

Lo que se subsidiaría es el excedente de ese tope: si una familia gasta un 12% de lo que gana por mes en energía, el Estado le subsidiará ese 2% adicional.  El cálculo se haría sobre todos los consumos de la vivienda, a partir de un determinado monto de consumo que el regulador determine como el mínimo indispensable para satisfacer las necesidades energéticas de la unidad habitacional.

Un 10% de los ingresos se computarían para el total de la demanda energética: 5% por consumos eléctricos y el otro 5% por el uso de gas natural, proporciones aplicables a la región centro, con las variaciones según las seis zonas bioclimáticas que se estarían estudiando a lo largo del país.  En caso de no tener gas por redes, se computará el 10% para electricidad.

Los consumos gasíferos tendrían un tope de 30 m3 mensuales para la temporada estival y 90 m3 para el invierno, tomando como referencia la zona centro.

Cabe recordar que el consumo por mes de un usuario de CABA es de 55 m3, aunque eso promedia los meses de verano con los de invierno.

Para el sector eléctrico no está definido el umbral, pero se calcula que el bloque será de unos 400 kw/h al mes.

La interrelación del precio del gas y la electricidad es determinante, podría decirse que el gas natural en Argentina fija el precio de generación.

Complejidades

A priori resultaría una tarea técnica y jurídicamente compleja, unir dos organismos con funciones, competencias y facultades tan diversas.

El gas natural se rige por la Ley 24.076 y sus operaciones son de carácter federal, mientras que el transporte y distribución eléctrica (sólo en CABA y gran Buenos Aires) se rige por la 24.065. Hay aquí un diferendo fundamental en cuanto al alcance de las competencias y facultades de cada uno de los entes.

Ambas leyes tienen sus respectivos decretos reglamentarios que junto con las reglas básicas de las licencias, los reglamentos del servicio, las normas técnicas y las resoluciones de cada organismo, integran el denominado “marco jurídico” tanto para el transporte y distribución de gas como de electricidad.

La distribución eléctrica se rige, tanto en la expansión de las redes, calidad del servicio, las tarifas y el control regulatorio, por la ley de cada provincia, con excepción de Edenor y Edesur.

El ámbito del gas natural presenta una mayor complejidad. Se trata de un servicio de alcance federal, donde la regulación no solo aborda aspectos económicos, sino también técnicos. Este asunto se complica aún más considerando que el ENARGAS, además de supervisar los aspectos económicos tarifarios, se encarga de desarrollar normativas y garantizar la seguridad del sistema, incluyendo al Gas Natural Comprimido (GNC), con casi dos millones de usuarios y dos mil y pico de estaciones de carga distribuidas a lo largo del país.

El servicio eléctrico y el gasífero revisten la condición común de “servicio público”, ambos son monopolios naturales y por tanto las funciones teóricas de los reguladores es simular condiciones de mercado a efectos de regular las tarifas, habilitar el Pass Trough y fijar tarifas en base al sistema de incentivo a la eficiencia mediante la fijación de precios máximos (Price cap).

GLP

Resulta llamativo que a la unificación regulatoria, no se incorpore el control del fraccionamiento y distribución del GLP, un mercado que requiere urgentemente el reordenamiento y control, porque es lamentable ver el estado de las garrafas, la falta de control tanto en peso como en calidad del producto y un pésimo servicio de distribución.

Cabe recordar que el Art. Nº 8 de la Ley 26.020 establece que se podrá delegar en el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), las tareas de fiscalización y control técnico del mercado del GLP.

El mercado argentino demanda la mayoría del GLP fundamentalmente en los sectores más vulnerables en el uso residencial

Su producción es excedentaria -unos 2,5 millones de toneladas al año mientras que el mercado interno demanda 1,5 millones- y altamente estacional. La mayoría de la distribución tiene como destino los hogares más pobres y se realiza mediante subsidios contemplados en el denominado “Programa Hogar”, que consiste en un monto que se paga directamente a través de la Anses.

La tendencia mundial es a la electrificación, en particular sustituyendo el uso de GLP, un commodity con alta demanda internacional.

Pero este punto aún es controvertido: las instalaciones eléctricas internas de las viviendas de hogares vulnerables, requieren de una revisión técnica profunda y financiamiento para el acondicionamiento técnico e instalación de electrodomésticos eficientes.

Y desde ya, inversiones en líneas de transporte en media y baja tensión, subestaciones y transformadores para distribución, pero lo que falta estructuralmente es financiamiento, el nudo gordiano de la Argentina que nadie ha podido cortar aún.

Claro que la readecuación eléctrica podría realizarse a través de un plan que podría financiarse con el incremental producto de las exportaciones de GLP.

Nuevos paradigmas

En la argentina, el peso de los subsidios en el presupuesto constituye un problema que todos los sectores reconocen, pero que ni por izquierda ni por derecha se ha encontrado una solución viable.

Para poner en dimensión el asunto, es preciso recordar que en 2022, los subsidios a la energía alcanzaron los US$ 12.427 millones (el 2% del PIB), explicando el 82% del déficit fiscal primario del año, según datos de Presupuesto Abierto. En 2023 se redujeron sustancialmente (menores importaciones de barcos por la construcción del gasoducto PNK) alcanzando los US$ 8.395 millones, que se explican principalmente por transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. y Enarsa.

Al parecer para comprender la unificación de los entes reguladores, hay que posar la vista más allá de los subsidios, en un aspecto que ha tomada la mayor relevancia en materia energética: la descarbonización y la transición energética.

Cabe recordar, que a través de una serie de acuerdos internacionales, la Argentina se comprometió a alcanzar la neutralidad en emisiones de carbono para 2050 y a disminuirlas un 19 % hacia 2030 (tomando como base 2007) apuntando a mantener un porcentaje de participación del 0,9 % respecto de las emisiones globales.

La descarbonización no es un tema menor: se trata de un objetivo casi obligatorio en el comercio mundial, donde la huella de carbono determinará las nuevas barreras arancelarias de casi todos los productos.

Ambiente y mercado

El avance en el establecimiento de un mercado de créditos de carbono requiere aún el más amplio desarrollo de las fuentes de energía renovables y sobre todo de las posibilidades de almacenamiento de esa energía intermitente para la incorporación al sistema de gas natural, donde el biometano y el hidrógeno podrían tallar fuerte.

Las leyes regulatorias de gas y electricidad son pioneras en materia ambiental y ambas ordenan velar por la protección del medio ambiente.

No obstante, en algunos aspectos -en particular tecnológicos- han quedado un tanto vetustas y la tendencia actual en materia regulatoria pone el foco no sólo la descarbonización, para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también la tecnología puede contribuir decisivamente mediante la aplicación de la Internet de las cosas (IoT), medidores inteligentes, prepagos, etc.

En este sentido, la digitalización del sector energético contribuiría de forma decisiva, incluyendo la implementación de tecnologías digitales para gestionar de manera más eficiente la generación, distribución y consumo de energía.

Un ejemplo claro son los medidores “inteligentes” que podrían contribuir a modificar las curvas de la demanda si estuviesen disponibles tarifas diferenciadas para “pico” y “valle”.

En materia de descarbonización, son conocidos los estudios del ENARGAS en materia de “descarbonización el gas natural” mediante el corte del hidrocarburo circulante con gases análogos al metano (biometano, hidrógeno) de origen no fósil, facilitando la creación de un mercado de créditos de carbono. Claro que esto requerirá la incorporación y modificación de algunas normativas técnicas (NAG) y la reglamentación adicional de ciertos artículos de la ley.

Además, existen otros puntos clave de las nuevas tendencias regulatorias, como los mercados energéticos liberalizados para fomentar la competencia y la eficiencia, permitiendo la entrada de nuevos actores y la libertad de elección del proveedor de energía por parte de los consumidores.

La Ley 24.076 contemplaba un mercado de gas y capacidad de transporte pero la salida de la convertibilidad complicó definitivamente a la actividad.

Transporte

En materia de transporte de bienes y personas, la Argentina tiene un atraso importante. A pesar de la abundancia de gas –el gran combustible de transición- decenas de miles de camiones y ómnibus continúan utilizando gasoil, que en buena parte es importado.

Los subsidios al gasoil han sido el verdadero freno a la conversión del transporte de pasajeros y carga a GNC, donde en otras latitudes -incluso con gas importado- muestran como logro ambiental.

Del mismo modo es imperiosa la necesidad de gasificar al campo, ya sea con gas natural mediante gasoductos virtuales o con GNL o BioGNL, teniendo en cuenta  la caída en los valores de las tecnologías de licuefacción.

Formación del consumidor

Para llevar adelante la transformación regulatoria, resulta estratégicamente relevante el impulso a la formación para el consumo del usuario. No sólo en materia de uso eficiente de la energía sino en la promoción de ciertos hábitos y la incorporación de nuevos métodos constructivos del hábitat, teniendo en cuenta que el hogar constituye una unidad de consumo energético.

Este punto es complicado por el carácter federal del país donde el control está en manos de las provincias. Del mismo modo sucede en el caso eléctrico donde el desarrollo de redes eléctricas inteligentes (smart grids) resulta clave. La excepción son Edenor y Edesur.

No caben dudas de que las novedades tecnológicas contribuyen a una mejor, más eficiente y eficaz regulación y deben ser incorporadas aún a riesgo de modificar el modelo de negocios. En este sentido, la unificación de los entes reguladores debería contribuir definitivamente a la transición energética permitiendo la incorporación de nuevas fuentes de energía y los mercados de carbono.

El nuevo concepto “canasta básica energética” propuesto por esta gestión es un camino interesante desde el punto de vista teórico, pero no está demás recordar que en la práctica, desde hace décadas, los técnicos argentinos buscan infructuosamente implementar una segmentación eficiente, eficaz y justa.

La exploración de alternativas al modelo regulatorio actual se encuentran en permanente evolución y afortundamente la Argentina cuenta con cuadros técnicos altamente calificados en la materia, preparados para los nuevos desafíos.

En el Presal también se registró la mayor producción anual de la historia, que correspondió, en promedio, a más del 75% de la producción nacional.

En 2023, la producción media anual de petróleo y gas natural en Brasil marcó un récord, con 4.344 millones de barriles de petróleo equivalente por día (bep/d), alrededor de un 11,69% por encima del récord anterior, alcanzado en 2022. Fue la primera vez que la producción anual promedio nacional alcanzó una marca superior a 4 millones de boe/d.

También se registró un récord en el año en la producción separada de petróleo, con 3.402 millones de barriles diarios (bbl/d), un 12,57% por encima del valor de 2022 (que había sido de 3.022 millones de bbl/d); y el gas natural, con 150 millones de metros cúbicos diarios (m³/d), alrededor de un 8,7% superior a lo observado el año anterior (138 millones de m³/d).

El volumen promedio producido en el Presal en 2023 también fue el mayor jamás registrado, con 3.304 millones de boe/d, lo que representó, en promedio, el 75,18% de la producción nacional.

Estos y otros datos se pueden encontrar en el Boletín Mensual de Producción de Petróleo y Gas Natural de diciembre de 2023, publicado hoy (02/02), en un encarte que consolida los datos anuales.

El informe de 2023, difundido por la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) presenta algunos datos nuevos en relación con las publicaciones de años anteriores. Por ejemplo, algunos gráficos con datos históricos contienen información de los últimos 10 años, en lugar de los cinco años de ediciones anteriores, lo que permite el análisis en un período de tiempo más amplio.

También se incluyeron nuevos gráficos y tablas, como los de los mayores campos productores de petróleo, en el mar y en tierra, en los últimos cinco años, y listados de las instalaciones marítimas que más petróleo y gas produjeron en 2023 y las que comenzaron a operar en el año.

DATOS DE LA PRODUCCION DE DICIEMBRE

En diciembre de 2023, el campo que más produjo petróleo y gas natural fue Tupi, en la Cuenca de Santos, con una producción promedio de 804,44 mil bbl/d de petróleo y 40,01 millones de m³/d de gas natural.
El campo con mayor número de pozos productores fue Estreito, en la Cuenca Potiguar, con 865 pozos. El campo marino con más pozos productores fue Tupi, con 60 pozos.

La instalación con mayor producción tanto de petróleo como de gas natural en el mes fue la FPSO Guanabara, en Campo de Mero, que produjo 179.380 bbl/d de petróleo y 11,63 millones de m³/d de gas.

El estudio fue realizado por la revista Forbes a través de una encuesta a clientes y altos ejecutivos de firmas de consultoría de 40 países. Es un reconocimiento a la tarea de los equipos profesionales de KPMG de Energía y Recursos Naturales (ENR), Clima y Descarbonización que refleja su liderazgo como asesores en transición energética.

Por su calidad profesional, KPMG fue reconocida por la revista Forbes como una de las “Mejores Firmas de Management Consulting del mundo” en energía y medio ambiente. En esta categoría específica, KPMG obtuvo la máxima calificación de 5 estrellas, por ser sus profesionales “muy frecuentemente recomendados”, tanto por clientes como por consultores que trabajan en 40 países.

Para la realización de la encuesta, Forbes se asoció con la empresa de estudios de mercado Statista la que consultó a clientes y altos ejecutivos de firmas de diversos países. Las firmas fueron evaluadas por su desempeño en industrias específicas, así como en áreas funcionales de consultoría, que incluyen transformación digital, sostenibilidad, y fusiones y adquisiciones.

Esto constituye un gran reconocimiento a la tarea que realizan los equipos profesionales de KPMG de Energía y Recursos Naturales (ENR), Clima y Descarbonización en toda red mundial de la firma y refleja su posición de liderazgo como asesores en transición energética. En términos de clima, descarbonización y naturaleza, trabaja estrechamente con Anish De y los equipos de ENR de toda la red en la transición energética.

“Este reconocimiento continuo de los profesionales del sector de energía de KPMG es el resultado exitoso de generar valor y un impacto de transformación en nuestros clientes del sector de energía, a gran escala. Las firmas de KPMG cuentan con un equipo global de energía altamente motivado que trabaja arduamente para marcar una diferencia para los clientes en este sector muy dinámico y complejo. El reconocimiento de Forbes es un honor y demuestra el compromiso de todos nuestros colaboradores del área de energía entre ellos, con sus clientes y con el trabajo que hacemos diariamente en pos de la transición energética”, afirma Anish De-profile, directora Global de Energía, Recursos Naturales y Productos Químicos (ENRC) de KPMG International.

Para Diego Calvetti, socio líder de Energía y Recursos Renovables de KPMG Argentina, “no hay mayor logro para una firma de servicios profesionales que ser reconocida por sus clientes, aquellos que buscan nuestro conocimiento profesional, nuestra experiencia y nuestro consejo; esto solo es posible cuando logra conjugarse un equipo extraordinario de gente, desde lo profesional y lo personal, con una visión de liderazgo de Firma que buscar dejar su huella en el camino de logar un mundo más sostenible que aún busca cimentar su transición energética.”

Por su parte, Mike Hayes, Líder de Cambio Climático y Descarbonización, responsable global de Energías Renovables de KPMG International, sostiene que “es un orgullo que las firmas de KPMG hayan sido reconocidas por Forbes y nuestros clientes por nuestra experiencia en consultoría medioambiental. El negocio de Clima Global, Descarbonización y Naturaleza de KPMG, junto con la práctica de Energía y Recursos Naturales, se dedica a ayudar a nuestros clientes a abordar los aspectos de clima y naturaleza, cada vez más complejos, en su camino hacia un impacto positivo neto.”

Finalmente, Romina Bracco, Socia líder de Sostenibilidad & ESG de KPMG en Argentina, agrega que “la gestión de los riesgos y oportunidades relacionados al clima, como la definición de una estrategia de descarbonización representa un gran desafío entre nuestros clientes. Para acompañarlos en este recorrido, nuestra propuesta de valor se centra en el trabajo conjunto entre las distintas oficinas que conformamos la red de KPMG-ESG, permitiéndoles acceder a metodologías, casos de éxito, herramientas tecnológicas y referentes especializados en distintas partes del mundo, y aplicar de forma anticipada buenas prácticas ya vigentes en mercados más maduros.”

Transición energética en América del Sur

Un reciente estudio de KPMG titulado “Transición energética en América del Sur. Las energías renovables como vehículo para lograr el cambio”, indicó que la región se perfila como líder en la transición hacia la energía sostenible, con una participación de más del 30% en la matriz de energía primaria y aproximadamente del 70% en la matriz de generación eléctrica. Además, en países como Paraguay, Brasil, Uruguay y Colombia, las fuentes renovables ya contribuyen en la actualidad con la mayor parte de la capacidad de generación eléctrica instalada.

La investigación, basada principalmente en datos del Instituto de Energía y la Agencia Internacional de Energía para el período de 2010 a 2022, señala que la generación de energía renovable creció en la región en un 4%, 6% y 9% en los años 2020, 2021 y 2022, respectivamente, totalizando un aumento del 20% acumulado (de 220 millones a 265 millones de kW) en ese mismo período. De esta manera, la transición energética en América del Sur representa una oportunidad significativa para ampliar el acceso a la energía baja en carbono y desalentar el uso de combustibles fósiles. “Sin embargo, para aprovechar plenamente este potencial, es crucial superar las barreras actuales y mejorar la infraestructura, garantizar la estabilidad financiera y abordar los problemas socioeconómicos para impulsar aún más la transición energética”, explica Manuel Fernandes, director del sector de Energía y Recursos Naturales de KPMG en América del Sur.

La falta de velocidad en el despliegue de las energías renovables fue identificada como el desafío más urgente para alcanzar las metas climáticas según el 82% de encuestados y el 89% de los sudamericanos. “Este importante consenso refuerza la necesidad de abordar los obstáculos que actualmente dificultan la rápida adopción de fuentes limpias“, agrega Fernandes.

En este sentido, el estudio identifica desafíos persistentes, como la necesidad de mejorar las políticas y regulaciones, facilitar el acceso al capital, acelerar la implementación de proyectos y mitigar los impactos ambientales, entre otros obstáculos. Los líderes del sector sudamericano también enfatizaron la urgencia de eliminar los subsidios a los combustibles fósiles y fortalecer las políticas para fomentar las energías limpias.

Existe una clara tendencia hacia el desarrollo de estas energías en la región, justificada por las inversiones y la aplicación de un conjunto diversificado de iniciativas que han ganado espacio en la matriz energética, generando expectativas positivas para este mercado. La colaboración continua entre los sectores público y privado, la mejora de las políticas de estímulo y el enfoque en la superación de los desafíos identificados son esenciales para fomentar y acelerar este proceso de transformación hacia un futuro más sostenible.

El Gobierno comenzó a aplicar una actualización gradual de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono sobre las naftas y el gasoil, para lo que dispuso un esquema de traslado de los cargos pendientes desde el tercer trimestre de 2021 hasta el mismo período de 2023. El incremento sobre el precio final de todos los ajustes suspendidos oscilaría entre el 10% y el 12%. Al decidirse un traslado gradual, esos porcentajes se repartirán entre febrero y mayo.

Como consecuencia de esta decisión oficializada en el decreto 107/2023, las petroleras implementaron un aumento de hasta 6,4% promedio en todo el país en los precios de los combustibles.

LOS AUMENTOS

Del 6,4% total, un 4% corresponde a la actualización tributaria y el 2,4% restante 2,4% a una recomposición de precios de los combustibles dispuesto por las petroleras.

De esta manera, YPF que tiene un 55% de participación de mercado presenta desde este jueves sus nuevos precios con alza de 6,4% promedio en surtidor por lo cual el litro de nafta súper paso a $744, la nafta premium $918, el diesel 500 $784 y el diesel premium $988.

Por su parte, la empresa Raizen Argentina que opera la marca Shell en el país y controla el 24% del mercado, dispuso un aumento del 6% promedio, con lo cual la nafta súper pasó a valer $765, la nafta premium $945, el diesel $849 y el diesel premium $1023

La medida impositiva era esperada tanto por los usuarios de vehículos como por los expendedores, ya que las sucesivas prórrogas de la suspensión de los aumentos representaban una acumulación de cargos estimada entre un 340% y un 370%, según estimaciones de cámaras de estaciones de servicio.

El incremento sobre el precio final de todos los ajustes suspendidos fue estimado por fuentes del mercado entre el 10% y el 12%.

Un dato a tener en cuenta es que al decidirse un traslado gradual, esos porcentajes se repartirán entre febrero y mayo.

Las mismas fuentes señalaron que el aumento impositivo aplicado desde hoy tiene un impacto de aproximadamente el 4% en el precio final, pero, al tratarse de una suma fija, está sujeto a variaciones de acuerdo con los valores vigentes para cada empresa, además de la incidencia dispar de impuestos, tasas y contribuciones en provincias y municipios.

Para que los nuevos valores comiencen a aplicarse, aún está pendiente la comunicación oficial de la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) a las compañías petroleras, para que estas a su vez informen de los cambios a las expendedoras, un trámite que podría concretarse en el transcurso del día.

A eso debe añadirse el impacto que tendrán los ajustes en los precios de adquisición de los biocombustibles, también vigentes desde hoy: 1,81% para el biodiesel, 15,75% para el bioetanol elaborado en base a maíz y 25,4% para el compuesto con caña de azúcar.
Como consecuencia de esta decisión oficializada en el decreto 107/2023, las petroleras implementaron un aumento de hasta 6,4% promedio en todo el país en los precios de los combustibles

El presidente de la Cámara de Empresarios de Combustibles, Raúl Castellanos, aclaró que los incrementos que se aplicaron a partir de esta mañana fueron decisiones de las empresas, sin vinculación con el componente impositivo.

“No es un aumento de impuestos, es un aumento de nafta”, indicó en declaraciones a El Destape Radio, en las que explicó que “en el marco actual de precios libres, las empresas no necesitan autorización del Gobierno para aumentar los precios” y que “de hecho, antes tampoco lo necesitaban legalmente, pero en la práctica sí siempre hubo negociaciones y acuerdos entre las compañías petroleras y los gobiernos antes de hacer un aumento”.

Asimismo, consideró que el impacto de los aumentos impositivos son “irrelevantes” en comparación con los incrementos de los combustibles en las últimas semanas.

El incremento sobre el precio final de todos los ajustes suspendidos fue estimado entre el 10% y el 12% / Foto: Archivo.
Aumentos progresivos

Una vez que la AFIP comunique a las petroleras los nuevos valores, comenzarán a aplicarse sobre los precios de las naftas y el gasoil los incrementos correspondientes al tercer y cuarto trimestres de 2021 y los cuatro trimestres de 2022.

A partir del 1° de marzo se sumarán los cargos del primer y segundo trimestre de 2023, al mes siguiente los del tercer trimestre, en tanto el último trimestre se comenzará a aplicar el 1° de mayo.

Los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono son sumas fijas que se actualizan de manera trimestral en función de la inflación, pero desde el 1° de junio de 2021 se dispuso una postergación de esos incrementos para evitar su traslado al precio final.

Así se dispuso mediante el decreto 352/2021, prorrogado sucesivamente hasta el 567 de octubre de 2023, que resolvió postergar nuevamente el ajuste hasta este jueves.

De las sucesivas prórrogas acumuladas se desprende que los aumentos suspendidos abarcan nueve trimestres (desde el tercero de 2021 hasta el tercero de 2023), a los que habrá que sumar a partir del 1° de mayo los incrementos resultantes del trimestre noviembre 2023/enero 2024.

“Con el fin de iniciar un proceso de regularización de los referidos incrementos remanentes, resulta razonable diferir parcialmente sus efectos, así como los de la actualización correspondiente al cuarto trimestre calendario de 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, de manera tal que los incrementos derivados de todas las actualizaciones atinentes a dicho año surtan efectos conforme a un cronograma de gradualidad”, se sostuvo en los considerandos del decreto.

El Fondo Monetario Internacional analizó la situación de la Argentina en su staff report publicado el 1º de febrero. El informe indica que el organismo recibió “con satisfacción” las “audaces” medidas iniciales del gobierno de Milei, al tiempo que valoró su “determinación” en la aplicación de un “ambicioso plan de estabilización”

El organismo multilateral se manifestó de este modo al analizar la situación de la Argentina en su staff report publicado tras la aprobación de la séptima revisión del acuerdo ampliado bajo el Servicio Ampliado del Fondo (SAF) para Argentina por parte del Directorio, lo que permitió el desembolso inmediato de alrededor de US$ 4.700 millones (o DEG 3.500 millones).

En ese marco, tras la conclusión de la séptima revisión, dio su aval para “la prórroga del programa hasta fines de 2024”, por lo que la próxima supervisión se concretará en los últimos meses del corriente año.

“El personal recibe con satisfacción las audaces medidas iniciales y la determinación de la nueva administración en la aplicación de un ambicioso plan de estabilización para restablecer la estabilidad macroeconómica y volver a encarrilar el programa”, destacó el FMI, al tiempo que remarcó que “el compromiso de las autoridades para lograr superávits fiscales y por cuenta corriente gemelos es digno de elogio”.

En tal sentido, remarcó que “como resultado, la economía se ha alejado de una crisis de balanza de pagos en toda regla, aunque el camino hacia la estabilidad macroeconómica será difícil -es probable que las condiciones empeoren antes de mejorar- y requerirá una aplicación sostenida de las políticas”.

“La economía se ha alejado de una crisis de balanza de pagos en toda regla, aunque el camino hacia la estabilidad macroeconómica será difícil -es probable que las condiciones empeoren antes de mejorar- y requerirá una aplicación sostenida de las políticas”.

El staff report además manifiesta su “satisfacción” con el compromiso de lograr un superávit primario del 2% del PBI este año y de eliminar todas las formas de financiación del presupuesto por el banco central.

Si bien apoya las medidas para garantizar la consolidación fiscal, advierte que “las medidas distorsionadoras, como los impuestos sobre el comercio, deberán sustituirse con el tiempo por medidas fiscales de mayor calidad que mejoren la estructura y la eficiencia del sistema tributario y refuercen el diseño de los sistemas de subsidios a los servicios públicos, pensiones y transferencias provinciales”.

En este sentido, -continúa el informe- “será necesario un esfuerzo continuado para asegurar la oportuna aprobación de la legislación fiscal, incluyendo el fortalecimiento del régimen del impuesto sobre la renta de las personas físicas, así como la eventual aprobación de un presupuesto para 2025 que incorpore el necesario giro en las medidas fiscales”.

El staff del FMI destacó tmaabièn los esfuerzos iniciales por aumentar la asistencia social para proteger a los más vulnerables, sobre lo cual dijo que “es posible que se necesite apoyo adicional en el futuro”.

“Dada la delicadísima situación social, con tasas de pobreza ya elevadas, y el hecho de que la estabilización estará asociada a costes económicos a corto plazo, la asistencia social a través de los programas de subsidios familiares y de cupones para alimentos debería reforzarse según sea necesario”, se explaya al respecto.

Mientras que paralelamente, indica el FMI, deben proseguir los esfuerzos, aprovechando las aportaciones de los asociados para el desarrollo, para mejorar la focalización y la eficiencia de los programas sociales, y deben idearse mecanismos para proteger a los hogares pobres de los necesarios reajustes de los precios relativos.

“Dada la delicadísima situación social, con tasas de pobreza ya elevadas, y el hecho de que la estabilización estará asociada a costes económicos a corto plazo, la asistencia social a través de los programas de subsidios familiares y de cupones para alimentos debería reforzarse”

En otro orden, el staff report indicó que “tras la muy necesaria corrección del desajuste cambiario, la política cambiaria deberá calibrarse cuidadosamente para apoyar la acumulación de reservas”, y que “habrá que tener cuidado de evitar una rápida reversión de las anteriores ganancias de competitividad para garantizar un superávit por cuenta corriente coherente con los objetivos de acumulación de reservas”.

En esta línea, valoró “el compromiso de pasar a un régimen más basado en el mercado y el abandono del enfoque anterior de intervenir en los mercados de divisas paralelos y de futuros no entregables, que sólo drenan reservas y aumentan las vulnerabilidades”, así como la eliminación del “sistema opaco de control de las importaciones -en alusión al SIRA/SIRASE- y los esfuerzos para garantizar una resolución ordenada del gran exceso de deuda comercial”.

El FMI recomendó además proseguir “los esfuerzos para eliminar los MCP (en referencia a los distintos tipos de cambio) y las restricciones cambiarias […], incluida la eliminación del impuesto sobre el acceso a las divisas para las importaciones en el transcurso de este año […] y el régimen de incentivos a la exportación (que permite la liquidación en los mercados paralelos de divisas)”.

En cuanto a la política monetaria, el organismo sostuvo que “deberá ajustarse para apoyar la demanda de dinero y la desinflación”, al tiempo que consideró “necesaria una rápida transición a un nuevo marco de política monetaria y operaciones para fortalecer el papel de anclaje del Banco Central (BCRA)”.

En tal sentido, celebró “la prioridad de fortalecer gradualmente el balance del BCRA y mitigar los riesgos de refinanciamiento interno”.

En otro orden, si bien el staff marcó como positivo el esfuerzo por buscar “una economía más abierta, basada en normas y orientada al mercado, y apoya las iniciativas encaminadas a reducir el exceso de regulaciones que frenan el crecimiento, el empleo y el comercio, las reformas deberán secuenciarse adecuadamente para evitar aumentar los costos de dislocación mientras la economía se ajusta a los cambios de los precios relativos.”

“Mientras tanto, siguen siendo cruciales los esfuerzos para liberar el potencial energético y minero de Argentina a través de marcos regulatorios más predecibles”, planteó.

El staff del FMI también hizo alusión al tratamiento de la Ley “Bases”, sobre lo cual contempló que “los retrasos en la obtención de apoyo político para la legislación clave de la reforma podrían complicar la implementación del programa, mientras que los riesgos de disturbios no pueden descartarse dados los costes sociales a corto plazo asociados al plan de estabilización”.

Con lo cual, agregó, “sigue siendo indispensable esforzarse por conseguir el apoyo de la sociedad al programa, así como una asistencia social adecuada y bien orientada”.

“En caso de que se materialicen los riesgos, será necesario desplegar medidas políticas adicionales, como un control más estricto del gasto, una mejora del cumplimiento de las obligaciones tributarias y una racionalización de los gastos fiscales para garantizar los objetivos fiscales, junto con un ajuste ágil de la política de divisas para alcanzar los objetivos de acumulación de reservas”, sugirió, al tiempo que apeló a que haya “una comunicación clara y continua será esencial para gestionar las expectativas y mantener el apoyo al programa”.

Finalmente, el FMI recomendó “la conclusión de la séptima revisión y la prórroga del programa hasta fines de 2024”.

La red nacional de productores autoconvocados, que surgió en el marco de las movilizadas realizadas en 2008 durante el “conflicto agropecuario”, difundió un escrito destinado al presidente Javier Milei en el cual expone el rechazo a los aspectos contenidos en el proyecto de “Ley Ómnibus” que se está tratando en el Congreso.

“Compartimos sus ideas desde hace más de 15 años como lo muestra nuestro manifiesto. Hemos fiscalizado por ellas ya en las PASO y nos emocionó su discurso en (el Foro de Davos). Apoyamos la desregulación, la igualdad ante la ley, el fin de los privilegios, de los kioscos y aportes compulsivos a gremios dinásticos en aras de la liberación de las fuerzas del capital y el trabajo de un estatismo opresor”, comienza a carta destinada al presidente.

Sin embargo, los autoconvocados expresaron rechazo a la iniciativa destinada a establecer cuotas máximas de emisión de gases de efecto invernadero por sector y subsector económico con penalizaciones para los infractores.

“Esas disposiciones contradicen la letra y el espíritu de su brillante discurso de Davos”, manifestaron los autoconvocados, para luego añadir que “este asunto no es sino la excusa de una elite parasitaria para consolidar un estatismo global en detrimento de las soberanías nacionales y las libertades individuales”.

Lhyfe, líder europeo en la producción de H2 verde y renovable para el transporte y aplicaciones industriales, está construyendo una planta de producción de H2 en Alemania, en Brake (Unterweser). El proyecto se ubica en terrenos de la zona portuaria de Niedersachsen Ports (NPorts), el mayor operador público de puertos marítimos de Alemania.

La planta sería la primera de la región del norte de Alemania en poner H2 verde a disposición de un mercado más amplio. La planta producirá hasta 1.150 toneladas de H2 verde al año (capacidad de electrólisis instalada de 10 MW). La electricidad procederá de plantas eólicas y fotovoltaicas del país, a través de PPA corporativos. Entre los posibles compradores se encuentran diversas aplicaciones industriales y de movilidad.

El proyecto representa un nuevo hito en la expansión del H2 verde en el mercado y se integra en la creación de valor local de la región gracias a sus diversos ámbitos de aplicación en la movilidad y la industria.

La empresa anunció recientemente el inicio de la construcción de la mayor planta de producción de H2 de Baden-Württemberg, en Schwäbisch Gmünd.

Lhyfe produce hidrógeno verde y renovable por electrólisis del agua, en instalaciones de producción alimentadas por energías renovables. El primer centro de la empresa ya está en funcionamiento desde el segundo semestre de 2021, mientras que otros dos centros en Francia se inauguraron en diciembre de 2023. En la actualidad se están construyendo otros centros en toda Europa.
 

El sistema eléctrico nacional superó hoy el récord histórico de 29.105 MW, registrado el 13 de marzo de 2023, consignó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). En virtud de las altas temperaturas registradas por la ola de calor que sufre la mayor parte del país, la Secretaría del Energía solicita el uso responsable en el consumo de energía.
También estableció medidas para nutrir al Sistema de Interconexión (SADI) con mayor energía.

Estas son:
Promedio diario de importación de energía eléctrica de Brasil en 1.529 MW, Uruguay en 177 MW, Bolivia en 100 MW y Chile en 80 MW.

El sistema se encuentra operando con las mínimas reservas técnicas para evitar colapsos intempestivos.

Estas medidas buscan mitigar un sistema que hoy está saturado y al borde del colapso, producto de años de falta de inversión y tarifas congeladas. Esto generó una extrema vulnerabilidad del sistema evidenciada en niveles de reserva mínimos.

Les recordamos a los usuarios la importancia de hacer un uso racional y responsable de la energía, tanto en el hogar como en el trabajo, para poder atravesar sin inconvenientes los próximos días ante las altas temperaturas pronosticadas.

Shell registró en 2023 un beneficio neto atribuido de US$ 19.360 millones , un 54,2% menos que en el ejercicio precedente, debido a la caída de los precios del crudo y el gas.

Los ingresos brutos fueron de US$ 32.638 millones casi un 50% por debajo de su récord en 2022, mientras que el ebitda se situó en US$ 68.538 millones, un descenso del 19%, según el comunicado remitido a la Bolsa de Londres.

En su informe da cuenta que la caída de ingresos del año pasado reflejan la caída de los precios del petróleo y el gas, así como menores márgenes en el apartado de refinación, que se compensaron parcialmente por un aumento de las ventas de gas natural licuado (GNL).

En 2023 el barril de petróleo cotizó a una media de 82 dólares, frente a unos 100 dólares en 2022 tras la invasión rusa de Ucrania. Actualmente, el crudo Brent, de referencia en Europa, se mantiene en torno a los 80 dólares y se prevé que se mantendrá alrededor de ese nivel.

La facturación de Shell fue en 2023 de US$ 323.183 millones, frente a 386.201 millones el año precedente, con una deuda neta de US$ 43.541 millones, un 2,9% menos.

En el cuarto trimestre del pasado año los ingresos de la multinacional petrolera fueron de US$ 474 millones un 93% menos que en el mismo periodo de 2022, apuntó en su comunicado.

La empresa anunció un programa de recompra de acciones por valor de US$ 3.500 millones , que se espera que esté completado cuando se publiquen el 2 de mayo los resultados del primer trimestre de 2024. También dijo que espera dar a conocer su estrategia de transición energética para este año el próximo 14 de marzo, cuando difunda detalles a los accionistas y a la sociedad de sus medidas para alcanzar la neutralidad de carbono en 2050.

El consejero delegado de Shell, Wael Sawan, dijo que en 2023 la compañía abonó 23.000 millones de dólares a los accionistas y anunció que ahora aumentará su dividendo un 4%. 

La petrolera francesa TotalEnergie firmó un acuerdo con la austriaca OMV para comprarle por US$ 903 millones una participación del 50% de una filial que produce gas en Malasia.
Los US$ 903 millones que pagará por SapuraOMV incluyen un préstamo de US$ 350 millones que le concedió OMV a esa empresa de Malasia.

El cierre de la operación, que está condicionada a los procedimientos habituales, en particular las aprobaciones de las autoridades de regulación, se espera para finales del primer semestre de 2024

Los principales activos de SapuraOMV son participaciones del 40% y del 30% en dos bloques situados en aguas de Malasia, frente a la costa de Sarawak.

En 2023 su producción fue de unos 500 millones de pies cúbicos diarios de gas natural destinado a la planta de licuado de Bintulu, operado por Petronas, así como 7.000 barriles diarios de condensados

En uno de los dos bloques, en el segundo semestre de este año debe comenzar la explotación de un campo gasístico, el de Jerun.

El prototipo argentino de bus eléctrico ya tiene 30.000 kilómetros de pruebas totalmente satisfactorias y hace un año se iniciaron las gestiones de homologación ante la Secretaría de Industria.La posibilidad de contar con un colectivo 100% eléctrico con chasis de fabricación nacional circulando por las calles de la ciudad de Buenos Aires podrá ser una realidad dentro de pocos meses, una vez que se completen los trámites de la homologación que permitirá concretar un proyecto de cinco años que estuvo a punto de quedar trunco por la pandemia de coronavirus.

La opción de contar con un vehículo “made in Argentina” de la línea 28, que une Puente de la Noria con Ciudad Universitaria y que altere, al menos mínimamente, el monopolio de unidades chinas en toda América Latina, estará a cargo de Agrale, como primer paso para lo que podría derivar en la fabricación de más unidades.

Sin contar los trolebuses, que elevarían la cifra a 5.076 unidades, en América Latina hay en circulación unos 2.000 buses eléctricos “y los 2.000 son chinos”, destacó Ignacio Armendáriz, director y gerente comercial de Agrale.

Por entonces, la empresa fabricó el chasis para un bus eléctrico de dimensiones estándar (12 metros de largo, 17 toneladas de pesos y capacidad para 70 pasajeros parados y sentados) y formalizó un joint venture con la compañía inglesa Equipmake, formada por exingenieros de Fórmula 1 (su director general, Ian Foley, trabajó en Lotus, Benetton y otras escuderías), que en la actualidad se dedican al desarrollo de motores eléctricos de transporte para servicios pesados. “Allí se hicieron cargo del motor, las baterías y el software que controla el funcionamiento de la unidad”, detalló Armendáriz, quien recordó que “cuando comenzaron las pruebas, estalló la pandemia y todo se demoró, porque teníamos que mandar la unidad para que fuera homologada por laboratorios ingleses que, obviamente, estaban cerrados”.

Una vez superada la fase crítica de la pandemia, se hicieron las homologaciones correspondientes en el Reino Unido y se trajo la unidad a la Argentina.

Según Armendáriz, “el bus ya tiene 30.000 kilómetros de pruebas totalmente satisfactorias y hace un año se iniciaron las gestiones de homologación ante la Secretaría de Industria, algo que lleva bastante tiempo por la complejidad de los trámites”.

Al respecto, explicó que la homologación lleva dos etapas: la primera es por el chasis y se llama Constancia Técnica; en tanto la segunda es por la unidad completa, una vez montada la carrocería y se denomina Licencia de Configuración de Modelo (LCM).

“La primera homologación está lista y estamos trabajando en la segunda con la empresa de carrocerías TodoBus; estimamos que estará en uno o dos meses. Una vez que esté todo completo, la unidad saldría a circular en una línea del AMBA, que en principio sería la 28”, adelantó.

En cuanto a la performance del vehículo, Armendáriz la calificó como “excelente”, con una autonomía de 250 km a 280 km, equivalente al recorrido total de un bus urbano en una jornada.

Desde hace años, Mendoza cuenta con un sistema de trolebuses. “Con el equipo adecuado, el período de recarga demanda cuatro horas”, indicó, para dar paso a una eventual segunda etapa si el lanzamiento es exitoso: el inicio de la producción de más unidades, tanto para el mercado local como para el de otros países de América Latina, a pesar de las condiciones notoriamente desiguales con las compañías chinas.

Pero Armendáriz cree tener la carta de triunfo en la circunstancia que “los chinos ofrecen unidades terminadas, pero en América Latina la costumbre es que el cliente elija la carrocería”.

“Por eso, nuestro proyecto es hacer un chasis autónomo y sobre ese chasis el cliente puede elegir la carrocería”, explicó, para añadir que Agrale “no tiene ningún problema en cuanto a capacidad de producción”, ya que los chasis se montarían en la planta de la empresa en la localidad bonaerense de Mercedes.

Las complicaciones, en rigor, no se centran en la producción de vehículos sino en la falta de una infraestructura de apoyo y el financiamiento necesario para su desarrollo: “una flota no se transforma en eléctrica de la noche a la mañana”, advirtió, “ya que si una línea quiere muchos colectivos eléctricos va a necesitar de una instalación importante, con unos 50 cargadores y una subcentral eléctrica a su disposición”.

En ese aspecto, Armendáriz limita a dos los problemas principales para desarrollar una industria de buses eléctricos local”, como son “la competencia de los chinos y la falta de políticas públicas que ayuden a la transformación de la flota”.

Entre estas últimas, los obstáculos al financiamiento se ubican en los primeros puestos, si se tiene en cuenta que si bien “el costo operativo de una unidad eléctrica es tremendamente menor al de una con motor de combustión interna”, el problema estriba en la inversión inicial debido a que “un colectivo común está en unos US$ 180.000 y uno eléctrico en US$ 400.000”.

“En ocho años se podría amortizar la inversión, pero para eso hace falta créditos de largo plazo, porque no cualquiera puede dar ese paso ni mucho menos disponer de la electricidad suficiente para cargar una flota de 50 buses”, manifestó.

Los ejemplos de experiencias exitosas al respecto no están muy lejos, al punto que Armendáriz destacó una iniciativa de la municipalidad de Montevideo, donde ya circulan más de 30 buses eléctricos.

“El municipio compra un colectivo usado, lo paga como si fuera nuevo y con ese dinero obliga al transportista a comprar uno eléctrico, podría decirse que es un subsidio encubierto”, indicó, en un contexto regional donde “los chinos muestran una gran agresividad en el momento de venta, con precios 20% más baratos”.

La Argentina tiene un retraso relativo en América Latina respecto de la electromovilidad en general y al impulso de los buses eléctricos en particular, con apenas 22 unidades a batería concentradas en dos ciudades y 77 trolebuses en otras dos, respectivamente el 0,55% y el 7,24% del total de unidades en circulación en la región.

En un contexto marcado por los compromisos asumidos en el plano internacional de cara al 2030 y el 2050, la necesidad de avanzar en el desarrollo de una red de transporte público eléctrico enfrenta el dilema de cómo hacerlo sin comprometer los criterios de producción local.

Para Claudio Damiano, profesor del Instituto del Transporte de la Universidad de San Martín, “la mejor forma de reemplazar flotas es hacerlo de golpe, con licitaciones de 400 a 500 buses”, por entender que “reemplazar colectivos de a poco no dio buenos resultados”.

“Los países que avanzaron más rápido fueron directamente a licitaciones de muchos buses e incorporaron de a cientos los colectivos en las líneas más importantes, en lo que generalmente fueron operaciones con rédito político, porque tenían problemas de contaminación o de congestión y ruido”, indicó Damiano, en referencia a las dos ciudades latinoamericanas con mayor presencia de transporte público eléctrico, como Santiago y Bogotá.

En la Argentina, fuera de los 18 buses eléctricos en Mendoza y los cuatro en San Juan (además de los servicios de trolebuses en Rosario y Córdoba), el resto del país no cuenta con unidades en circulación, más allá “una iniciativa en CABA con la línea 59, que no prosperó”, recordó Sergio Alvaro, presidente de la Asociación Argentina de Vehículos Eléctricos y Alternativos (Aavea).

Para Alvaro, las opciones de incorporación de buses no pueden despegarse de la situación económica general: “somos un país con mucha cultura de colectivo, tenemos fábricas de carrocerías, chasis y todos los implementos en general, convertir un colectivo a eléctrico no debería ser tan complejo, pero tenemos que esperar a ver cómo van a evolucionar las cosas, porque en la actualidad importar motores o tratar de fabricarlos aquí, es bastante complejo”.

Roberto Stazzoni, responsable de Electromovilidad de ABB, aseguró que “están dadas las condiciones para ensamblar buses eléctricos en la Argentina” en paralelo con Brasil, que está “armando algo interesante” en la materia y ya es el cuarto país de la región (tercero si se excluyen los trolebuses) en cantidad de unidades.

“Lo central es la batería, que es carísima, pero todo lo demás se puede resolver. Resuelta la batería, tenés resuelto el bus”, aseveró, para agregar que “una veta interesante para explorar en la Argentina es el retrofit, la conversión de viejos colectivos convencionales en eléctricos, que podría generar muchos puestos de trabajo”, y puso de relieve al respecto “las experiencias en San Juan y en la Universidad de La Plata”.

Si bien se mostró partidario de los cambios masivos en las flotas de transporte, Damiano advirtió que “el modelo de shock, de reemplazar líneas enteras, va en contra de los criterios de producción local”, en tanto implica la incorporación de unidades completas y en los reemplazos paulatinos, “a medida que van saliendo de fábrica”.

Sin embargo, de cara al cambio global de infraestructura que implica la electromovilidad, aseguró que “eso es algo a los que le rehúye la gente que conoce el tema y los primeros son los del mundo financiero”.

“Y eso es así – explicó- porque quieren tener certezas sobre lo que va a ser el flujo de fondos de la operación y se preguntan cómo se van a comportar esos colectivos, cuántas veces se rompen, cuánto cuesta repararlos, qué vida útil tiene la batería, cómo afectan las indisponibilidades de cada colectivo al servicio general, etc”.

En ese marco, planteó, “se cae en la compra a firmas con historia, con estadística, que hayan construido buses en operación hace muchos años y que uno pueda verlos y tratar de modelar hacia el futuro lo que pasó con esa marca y con ese modelo”.

“Los únicos que tienen esto para ofrecer son los chinos”, sentenció, para añadir que “BYD es la fábrica más grande del mundo, y en el resto del mundo no hay fábrica que siquiera se arrime a las tres o cuatro más importantes de China”.

En cuanto a la situación en el Área Metropolitana de Buenos Aires, puntualizó el problema de jurisdicción como uno de los principales obstáculos, ya que “la potestad de ordenar el cambio de las unidades es algo difusa y no se sabe bien quién la tendría”, entre la Nación, la provincia de Buenos Aires y CABA.

China, uno de los países que más crudo consume, acaba de descubrir un yacimiento de petróleo con unos 107 millones de toneladas, equivalente a más de la mitad de su producción anual, en la provincia central de Henan, informó el diario hongkonés South China Morning Post.

Este campo podría convertirse en “una nueva base de recursos”, según la televisión estatal CCTV, mientras que analistas apuntan que aportaría casi un tercio de la producción total de petróleo y gas del país asiático, dependiente en buena medida del crudo importado desde países como Rusia (un 19% del total) o Arabia Saudí (15%).
En 2023, China produjo unos 208 millones de toneladas de crudo e importó otros 564 millones, por lo que la tasa de dependencia de importaciones supera el 70%.

El país asiático es el mayor comprador a nivel global de petróleo debido a la alta demanda derivada de su condición de número uno en la tabla de productores industriales del planeta.

Ante las tensiones e incertidumbres en el panorama geopolítico, las autoridades chinas están tratando de impulsar la autosuficiencia en campos estratégicos como el energético, con esfuerzos renovados por hallar yacimientos de petróleo o fuertes inversiones en fuentes de energía alternativas que ayuden asimismo a cumplir con los compromisos en materia de reducción de emisiones de carbono.

“China también está explorando nuevos tipos de combustibles fósiles como el gas de lutita o el ‘hielo combustible’, por lo que su demanda de petróleo alcanzará un punto de inflexión”, aseguró el presidente del laboratorio de ideas Guangdong Society of Reform, Peng Peng.
El analista alude al impulso de Pekín hacia tecnologías como los vehículos eléctricos, las baterías de litio o las células fotoeléctricas para reavivar la economía, reducir la demanda de petróleo y rebajar las emisiones de carbono.
Según datos del Ministerio de Recursos Naturales, las reservas de petróleo de China alcanzaron unos 3.800 millones de toneladas en 2022, lo que la sitúa en el decimotercer puesto con un 1,58% del total global.
Las reservas chinas equivalen únicamente a un 9% de las de Venezuela o a un 10% de las de Arabia Saudí, los dos líderes de la tabla, apunta South China Morning Post. 

. El consumo de energía eléctrica a nivel nacional aumentó en 2023 el 1,99 % respecto a 2022, se indicó en el informe anual de demanda que elabora la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

El documento señala que la demanda residencial creció 3,09 %, la no residencial menor a 300 kW subió 0,81 % y la no residencial igual o mayor a 300 kW disminuyó 2,01 %. Por otro lado, el segmento de grandes usuarios del MEM registró un incremento de demanda del 2,09 por ciento.

En CABA y Gran Buenos Aires, donde se concentra la mayor participación en el total de energía consumida en el país, la demanda se amplió 2,26 por ciento, y representó 38,51 % del total.

El mes con mayor crecimiento interanual de consumo fue marzo, ya que alcanzó un pico excepcional de 30,18 % más respecto al mismo mes de 2022 debido a altas temperaturas.

El descenso más notorio de la demanda de electricidad fue durante diciembre, con una caída relativa de 8,67 %, concentrada principalmente en el interior del país, se indicó.

Las provincias con mayor aumento de demanda de energía eléctrica durante 2023 fueron Santa Cruz, Santiago del Estero y Formosa, todas con una suba superior al 7 %, mientras que los menores niveles se detectaron en San Luis, Santa Fe y Chubut, describió el informe de la Addera.

El reporte completo de la asociación se puede consultar en la sección de Informes técnicos de la web de Adeera.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país.

Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.

. El gobierno de la provincia de Chubut avanza en la diagramación del Programa de Incentivos para las Cuencas Maduras, que estará exponiendo ante distintas compañías de petróleo, en el marco de la presentación y seguimiento del “Plan de Inversión 2024” que llevarán adelante las operadoras el viernes 2 de febrero en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Acerca del Programa referido, el Gobernador del Chubut, Ignacio Torres, mantuvo una reunión de trabajo con los diputados nacionales, Ana Clara Romero y Jorge “Loma” Ávila; el ministro provincial de Energía e Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario Coordinador de Gabinete, Guillermo Almirón; y el presidente del Directorio de Petrominera Chubut, Héctor Millar, quien fue renovado en su mandato por la Legislatura Provincial

Respecto de la reunión, en la Residencia del Gobernador en Comodoro Rivadavia, el titular de la cartera provincial de Energía e Hidrocarburos señaló que “hicimos un seguimiento de las últimas medidas, relacionadas con los hidrocarburos, que fueron aprobadas recientemente en la Legislatura Provincial”, y agregó que “aprovechamos, asimismo, para analizar el capítulo de hidrocarburos del proyecto de ‘Ley Ómnibus’ que va a estar siendo tratado en el Congreso Nacional”.

Ponce detalló que “abordamos también el traspaso de las áreas hidrocarburíferas que hoy por hoy no están siendo explotadas por YPF, y trabajamos en conjunto con los diputados nacionales Romero y Ávila para garantizar la defensa de los recursos de nuestra provincia”.

El Gobierno pretende incentivar la producción de gas y petróleo en yacimientos convencionales de la provincia, para revertir la declinación natural que vienen registrando todas las cuencas maduras del país en los últimos años, se indicó.

“No sólo pudimos elaborar la presentación sobre incentivos para cuencas maduras que vamos a estar exponiendo a distintas operadoras en Buenos Aires, si no que también pudimos encarar los temas que hacen a la defensa de nuestra cuenca y nuestros recursos naturales”, enfatizó el ministro Ponce.

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La baja en las ventas de autos eléctricos y el exceso de oferta en el mercado de metales para baterías empujaron a la baja en 80% el valor del litio en 2023.
La producción de litio fue importante en 2022, el mercado pasó de un déficit de oferta en ese año, a un superávit en 2023. Sin embargo la baja en las ventas de autos eléctricos por parte de China también favoreció la caída del precio del metal.

En el segundo trimestre de 2024 podría producirse cierta reposición de existencias, lo que daría lugar a una ligera recuperación de los precios pero “en general tenderán a la baja la cotización del litio durante la segunda mitad del año”.

El crecimiento de la demanda se ha ralentizado mientras aumentaban las existencias de metales para baterías, lo que ha presionado a la baja los precios del litio.
Las ventas chinas de autos eléctricos crecieron en 1,5 millones de unidades entre enero y octubre de 2023, frente a los 2,3 millones de unidades vendidas en el mismo periodo de 2022, “lo que apunta a una normalización en las cadenas de suministro”, escribieron los analistas de investigación de Goldman Sachs en una nota a finales de noviembre.

“La aceleración de la expansión de la oferta y el aumento del capex de baterías de los últimos 18 meses ha llevado al balance de baterías de China a un superávit, lo que a su vez ha pesado en la demanda de reabastecimiento de litio”, dijo Goldman Sachs.
Según los analistas de Goldman, “la normalización de la cadena de suministro, combinada con la eliminación progresiva de las subvenciones nacionales en China, también erosionó el ritmo de crecimiento de la demanda de autos eléctricos”.

El debilitamiento del mercado del litio se ha hecho cada vez más evidente, con una ralentización del crecimiento de la demanda que contrasta directamente con el aumento de la oferta mundial de litio.

Sólo en China, parece haber habido un excedente de más de 200 GWh de baterías de iones de litio el año pasado, dijo Wood Mackenzie en una perspectiva de 2024 sobre las cadenas de suministro de baterías y autos eléctricos.Los pronósticos de esta consultora señalan que aún hay margen para que el precio caiga, pero recuperará terreno en el mediano plazo si se busca un precio de equilibrio. Asegura que la nueva alza del precio comenzaría en 2028.
El temor de las mineras es que se descubran nuevos y abundantes yacimientos de litio que puedan impulsar más a la baja la cotización del metal.

En el marco del programa “Cuidemos Nuestros Recursos”, Naturgy te acerca recomendaciones con el objetivo de promover durante la época estival el uso responsable, eficiente, racional y seguro de un recurso natural y no renovable, como es el gas natural. A su vez, consejos para la prevención de accidentes por inhalación de monóxido de carbono, gas letal que no se toma vacaciones en tus vacaciones.
 
A su vez, la idea es que todos tomemos conciencia de que con pequeños recaudos en los hogares propios o de alquiler durante el verano se puede disfrutar de las comodidades y servicios del gas natural y, simultáneamente, ahorrar en el consumo. En nuestro portal www.CuidemosNuestrosRecursos.com se pueden encontrar recomendaciones para realizar un uso consciente no sólo del gas, sino que también de la electricidad y el agua, disfrutando la misma calidad de vida que llevas en familia y contribuyendo a la reducción de gases de efecto invernadero.
 
Por esto, Naturgy te invita a poner en práctica las sugerencias para realizar un uso responsable de la energía; además, de recordatorios sobre las precauciones a tener frente a accidentes por monóxido de carbono que en el verano también pueden estar, ya que debemos verificar el funcionamiento de artefactos y que estén en condiciones de seguridad:
 
ARTEFACTOS DEL HOGAR
 
Utilizar artefactos aprobados por el ENARGAS y verificados por un gasista matriculado.
Si cambia de calefón o termotanque, elegir siempre los más eficientes: los Clase A.
Verificar el buen funcionamiento de los tirajes o conductos de ventilación, de modo que no estén obstruidos, estrangulados, fisurados desconectados o abollados, dado que las casas de veraneo pueden estar mucho tiempo en desuso durante el año.
No obstruir las rejillas de ventilación e ingreso de aire.
Si el establecimiento posee calefón, revisar antes de usar, es el artefacto que provoca más accidentes.
En caso de que alguna persona esté bajo los efectos del monóxido de carbono deberá ser rápidamente retirada del lugar para que aspire aire fresco y deberá ser atendida por un médico.
 
PARA COCCION
 
Usar el horno con moderación (el gasto de gas de 1 horno equivale al de 3 hornallas chicas).
Cocinar con la olla tapada y reducir la llama cuando se llegue al punto de hervor.
Ajustar la llama de las hornallas al diámetro del fondo de los recipientes y manténgalos tapados. La llama que sobresale no aporta mayor calor al recipiente y si está destapado se pierde temperatura.
Cuando alcance el punto de ebullición, disminuya la llama. Cuando alcance el punto de cocción, apáguela.
Limpiar los quemadores: si están sucios por caída de comida anterior o bien por falta de mantenimiento ya que demoran la cocción de los alimentos y aumenta el consumo de energía.
La llama siempre tiene que ser AZUL.
 
PARA AGUA CALIENTE
 
Utilizar el agua caliente sólo cuando sea necesaria, y calentarla a temperatura suficiente. No derrochar agua ni gas que son recursos limitados.
Si tiene calefón, regular en el verano la temperatura del agua con la perilla o botonera. Así ahorrará gas y prolongará la vida útil del artefacto.
Si tiene termotanque, regular su temperatura y aislar térmicamente el artefacto cuando está colocado fuera de la vivienda.
Usar la ducha con flor en buen estado y que disperse bien el agua. Al ducharse, hacerlo en un tiempo razonable.
 

. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) realizó (lunes 29/1) la Audiencia Pública para la “adecuación tarifaria del servicio de Transporte de energía eléctrica en 2024”, y en ese marco escuchar las presentaciones y solicitudes de las empresas concesionarias del servicio para una suba transitoria para el año en curso. Ello, hasta tanto concluya la Revisión Tarifaria Integral en base a la ley 24.065, a más tardar en diciembre de este año.

Formularon sus presentaciones directivos de las Transportitas Transener (extra alta tención) , y las troncales Distrocuyo, Transba, Transpa, Transnea, Transnoa, Transcomahue (Transco) y EPEN. Solicitaron diversos montos de ingresos transitorios inmediatos que en general representan un incremento del 200 por ciento comparados con sus ingresos actuales. Señalaron que la incidencia en la estructura de la factura ronda el 1.5 %.

Pablo Tarca, de Transener, solicitó ingresos para este año de 256.640 millones de pesos, un ajuste de 200 % respecto del ingreso actual. Edgardo Fonoli, de Distrocuyo, pidió una readecuación por 29.265 millones de pesos , lo que significa un incremento de 249 % comprada con la remuneración actual.

Pablo Tarca, también en Transba, solicitó ingresos de 122.220 millones de pesos a moneda del diciembre de 2023, lo que representa incremento de 207 % y una adecuacion por cláusula de ajuste mensual “para avanzar con inversiones necesarias para el mantenimiento del sistema, pero no su ampliación”, sostuvo.

TransNOA solicitó ingresos para una adecuacion transitoria de tarifas en 2024 de 59.512 millones de pesos en moneda a diciembre de 2023, “más su adecuación mensual para afrontar los costos crecientes”.

Desde Transpa se planteó que los ingresos necesarios para el mantenimiento del servicio asciende a 28.818 millones de pesos anuales en modeda de dicimbre de 2023. “La tarifa solicitada tiene baja incidencia de sólo 1,5 % en la factura del usuario y representa un costo adicional de sólo 100 pesos”, se afirmó.

Igual que lo que ocurrió en la reciente Audiencia Pública por las tarifas de las Distribuidoras, las Transportadoras también pidieron una actualización automática mensual de los ingresos para garantizar que no se vean deteriorados “en el actual contexto de precios” .

Se insistió en destacar que la incidencia del rubro Transporte en la factura final al usuario “es muy baja” comparada con los otros componentes del servicio de suministro de electricidad, en alusión al valor de generación, Valor Agregado de Distribución, e impuestos.

En las sucesivas exposiciones los representantes designados resumieron las características de cada empresa concesionaria, la infraestructura operativa a su cargo, el estado de situación de las prestaciones, las inversiones realizadas en el mantenimiento, y las necesarias para reemplazar equipamiento obsoleto “que hoy ponen en riesgo el funcionamiento adecuado del sistema”, señalaron.

El común denominador en todas las presentaciones fue, en lo operativo, la advertencia de la situación de baja confiabilidad actual del sistema integrado por las redes de alta y media tensión del SADI, transformadores, redes de control informático, y puntos de interconexión con las generadoras, grandes empresas industriales, y redes de distribución domiciliarias.

En lo económico también coincidieron en señalar los insuficientes ingresos para hacer frente a inversiones en la ampliación del sistema de Transporte, y que por lo tanto, lo que solicitaron en esta instancia es para la reposición de materiales y equipos para garantizar un mantenimiento adecuado.

Pero NO la ampliación de la red de Transporte, muy necesaria para el ingreso de nuevos generadores (por caso de energías renovables) y de energía distribuída, ante una previsible mayor demanda.

De la Audiencia Pública virtual participaron además intendentes municipales, Defensorías del Público, entidades de defensa del consumidor. Plantearon que cualquier aumento de las tarifas deberá ir acompañado con las mejoras salariales y de los ingresos de los consumidores “que no se han visto compensados por el aumento generalizado de precios”.

Ello para evitar la exclusión de los usuarios de un servicio que es esencial. Reclamaron que el ENRE no puso a disposición en la Audiencia los cuadros tarifarios en los que estarán articulados los ajustes provisorios a la suba de todos los componentes de las facturas del suministro de electricidad. “No corresponde analizar por separado cada componente de la factura sino analizarla en su totalidad”, señalaron.

Cuestionaron además la intención del gobierno de avanzar con la eliminación del régimen de “zona fría” que implica descuentos en las facturas para usuarios domiciliados en regiones específicas, por razones climáticas.

Energía prevé que la actualización tarifaria provisoria se aplique desde febrero, y que las que surjan de la RTI tengan vigencia desde enero de 2025.

INFORME DE SITUACIÓN

Tras la apertura de la Audiencia que contó con mas de cuarenta inscriptos, a cargo del interventor del ENRE, Darío Arrué, la subsecretaria de Energía, Mariela Bieliansky, dió un informe señalando que:

El transporte de energía eléctrica cumple un rol fundamental en el Mercado Eléctrico por ser la vinculación entre la oferta y la demanda.

En un país tan extenso como Argentina se vuelve prioritario porque gran parte de la demanda está concentrada en el AMBA y los recursos energéticos están en regiones alejadas de la demanda.

El crecimiento del sistema de transporte no acompañó el incremento de la demanda ni de la oferta.

Los mecanismos de ampliaciones y renovaciones del transporte han resultado insuficientes

Las obras de infraestructura de transporte eléctrico que se ejecutan se trasladan a las provincias sin costo alguno y se utilizan recursos del Fondo de Estabilización Tarifaria que se alimenta principalmente de aportes del Tesoro Nacional.

Hay un único transportista en extra alta tensión y 7 transportistas troncales que prestan el servicio en las distintas regiones del país.

El sistema de transporte cuenta con 17.560 km en 132 kV, 11.355 km de líneas en 220 kV, 1.196 km en 330 kV, 219 km en 345 kV y 12.524 kilómetros de líneas en 500 kV.
El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se encuentra saturado opera como un “cuello de botella” y no permite evacuar toda la energía adicional que podría instalarse.
Debido a esto se recurrió a generación ineficiente ya sea por su tecnología, o por su costo, sin ampliar la capacidad de Transporte no se puede incorporar generación renovable de escala.
Las ampliaciones y obras de infraestructura necesarias no se han producido de manera natural sino que estuvieron direccionados a determinadas provincias.
La falta de planificación de mediano y largo plazo, llevó a no tener respaldos del sistema.
Los transportistas perciben sus ingresos a través de pagos mensuales de CAMMESA. La mayor parte de estos pagos no se han realizado en tiempo y forma.
Frente a una mínima falla en el transporte el sistema no puede reponerse, las transportistas no cuentan con dinero suficiente para reponer el servicio y solicitan dinero a CAMMESA.
Los costos del transporte fueron trasladados sólo en forma parcial a los usuarios, lo que generó subsidios en este segmento.
Los distintos transportistas tuvieron subsidios del Estado Nacional que van entre el 65 % y el 89 %.
El impacto del transporte en la factura final es muy bajo, aún cuando se traslade el costo pagado a los transportistas.
El Estado Nacional se encuentra quebrado y sin posibilidad de abordar el costo de inversión requerido en el sistema de transporte.
La Secretaría de Energía propone en consecuencia:

Realizar una actualización en la remuneración de los transportistas.

Lograr la estabilidad en los pagos (actualmente a cargo de CAMMESA).

Corregir las señales equivocadas a la demanda de transporte, garantizando la confiabilidad del suministro, la eficiencia económica y la competitividad comercial.

La administración de Biden ha decidido suspender indefinidamente las aprobaciones para nuevas terminales de exportación de gas natural licuado (GNL). Esta medida impacta a una industria en expansión y representa una victoria para los ambientalistas.
Estados Unidos, actualmente el principal exportador mundial de GNL, ha experimentado un rápido crecimiento en los envíos desde la primera exportación en 2016, especialmente ante la crisis energética en Europa desencadenada por la invasión de Ucrania por parte de Rusia.

A pesar del papel más limpio del gas natural en comparación con otras fuentes de energía fósil, la industria estadounidense de GNL ha sido objeto de críticas por parte de activistas climáticos. Estos argumentan que su expansión contribuirá a una dependencia prolongada de los combustibles fósiles.

La pausa anunciada por el Departamento de Energía afectará temporalmente las solicitudes pendientes de 17 proyectos de terminales de exportación de GNL.Medios repubicanos aseguran que la medida es demagógica y llega en un momento estratégico para el presidente Biden, quien busca respaldo de votantes ambientalistas jóvenes para las próximas elecciones.

No está claro aún el impacto sobre el precio que tendrá la retirada del mercado de la ingente producción norteamericana. Algunos expertos sostienen que los EE.UU. podrían estar cediento terreno a Rusia en un momento delicado del conflicto. Jennifer Granholm, secretaria de energía de EE. UU., explicó que la revisión busca determinar si los volúmenes adicionales de exportación son de interés público, conforme a la ley federal. Sin embargo, se aclaró que la pausa no afectará las exportaciones ya autorizadas ni comprometerá la capacidad de abastecer a aliados en Europa y Asia.

Aunque el gas natural es más limpio en comparación con otras alternativas de combustibles fósiles -por ello considerado el combustible de “transición”, aseguran que emite cantidades significativas de dióxido de carbono y metano.

La Casa Blanca destacó que los modelos económicos y ambientales del Departamento de Energía ya no son adecuados y necesitan una actualización. Además, se busca proteger a las comunidades cercanas a las nuevas instalaciones de exportación de los riesgos de contaminación.

La medida también fue comunicada con antelación a la Comisión Europea, y se aclaró que no afectará la seguridad del suministro de la UE a corto y medio plazo. La UE y EE. UU. mantienen su compromiso con la seguridad energética mientras avanzan en acciones climáticas a nivel nacional e internacional.

A pesar de que EE. UU. superó a Qatar y Australia como el principal proveedor mundial de GNL el año pasado, la suspensión de nuevas aprobaciones plantea interrogantes sobre el futuro de la expansión de la industria y su impacto en la reducción de emisiones a nivel global. Empresas y proyectos, como Venture Global’s CP2 en Luisiana, quedan en espera hasta que el Departamento de Energía reinicie las aprobaciones.

Energía Argentina (ENARSA) realizó la firma de los contratos con la UTE Techint-SACDE para la construcción de dos renglones (tramos de obras) de la Reversión del Gasoducto Norte, que permitirá transportar gas natural producido en Vaca Muerta al norte del país.

Los renglones 2 y 3 consisten en 100 kilómetros del gasoducto de integración Federal Tío Pujio-La Carlota, de un diámetro de 36 pulgadas, que unirá el Gasoducto Centro-Oeste con el Gasoducto Norte, en la provincia de Córdoba.

El proyecto se completa con un loop (tendido paralelo) al Gasoducto Norte en Córdoba, de 62 km, la reversión de 4 plantas compresoras de ese mismo ducto, y los 22 km restantes del Gasoducto Tío Pujio-La Carlota.

El costo original de este proyecto, incluído el Renglón 1 de obras, fue calculado en 710 millones de dólares. El gobierno de Alberto Fernandez había gestionado un financiamiento parcial de 450 millones por parte del CAF.

El acto, realizado en la sede de la empresa estatal, contó con la presencia de Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente, y Ximena Valle, Directora de Legales. Por Techint asistieron Mariano Rebollo y Alejo Calcagno, mientras que por SACDE lo hicieron Walter Brottier y Daniel Flaks.

La Reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, también para la generación de energía eléctrica, para la conexión de hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Asimismo, con esta obra se logrará un importante ahorro de divisas y se podrá exportar más gas a países de la región.

Su realización permitirá reemplazar el gas natural de Bolivia para esa región, dado que Bolivia registra una merma de sus reservas gasíferas. Se prevé encarar la reversión del GN con el objetivo de finalizar las obras en el tercer trimestre del año.

En este proyecto resta ahora volver a licitar el Renglón 1 de obras, para el cual también se había presentado esta UTE, pero la oferta que realizaron fue considerado excesiva por las autoridades de ENARSA del gobierno anterior, de manera que quedó rechazada. Habrá que ver que criterio aplican las seminuevas autoridades para atraer potenciales oferentes.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, ratificó en la audiencia pública virtual convocada por el ENRE lo que sostuvo en su similar del ENARGAS en cuanto a la política de “adecuación transitoria” de las tarifas en base a los costos del suministro de electricidad y de gas, a partir de febrero, mientras se desarrolle el procedimiento de Revisión Tarifaria Integral (RTI) de ambos servicios.

Resta saber en los próximos días los montos o porcentajes de tales incrementos y los nuevos cuadros tarifarios que aplicarán las empresas, en base a resoluciones de los entes reguladores.

Asimismo, Chirillo también ratificó la intención del gobierno de avanzar con la reducción de subsidios del Estado a las tarifas de estos servicios, reformulando el actual esquema de segmentación de usuarios en tres niveles según ingresos (decreto 332/2022).

Se asignará un subsidio en base a una “Canasta Básica Energética” según zonas geográficas, que se cubrirá tomando en cuenta los ingresos del grupo familiar conviviente.

Las empresas distribuidoras de electricidad en el AMBA, Edenor y Edesur, formularon sendas presentaciones en el marco de la audiencia, solicitaron compensaciones por ingresos que consideran adeudados por el Estado, y nuevas tarifas para el VAD, con actualización mensual en base a la inflación.

Frente a ello, otros expositores en la audiencia -Intendentes municipales, entidades de defensa del consumidor, funcionarios bonaerenses- cuestionaron su realización en forma virtual, también que no hubiera mención al incumplimiento de obras que el ENRE dispuso a las distribuidoras durante el gobierno anterior, ni a la condonación estatal de deudas de edenor y Edesur con CAMMESA.

Advirtieron sobre los efectos de la reducción de subsidios en sectores sociales de medianos y bajos ingresos, y en pymes, sobre todo en un contexto de alta inflación como el actual.

Desde ya rechazaron cualquier medida de actualización mensual de los valores agregados de distribución y de transporte que, junto a los precios de generación y los impuestos conforman la factura al usuario.

La lista de 63 inscriptos íncluyó, entre otros, a representantes de los municipios de Esteban Echeverría, de Quilmes, Almirante Brown, Tigre y Morón, y al ministro de Obras Públicas e infraestructura de la provincia de Buenos Aires, Gabriel Katopodis.

El interventor del ENRE designado por la Administración Milei, Darío Arrué, abrió la Audiencia señalando que su objetivo era analizar las propuestas para “mantener en términos reales niveles de ingreso a las empresas para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico”.

“Las concesionarias Edenor y Edesur presentarán la estimacion de recursos necesarios para mantener el servicio en los niveles de calidad que corresponde, y realizaremos el análisis técnico para fijar los niveles tarifarios con vigencia a partir del 1 de febrero próximo”, afirmó.

Por su parte, el Secretario Chirillo reiteró la posición del gobierno nacional de avanzar en la “Readecuación de la Estructura Tarifaria y sus valores, cuyo plazo no puede extenderse más allá de la Revisión Quinquenal Tarifaria, o 1 año”.
También se hizo hincapié en “La Reasignación de los Subsidios actualmente existentes mediante la Canasta Básica Energética”, y se puntualizó que tal readecuación se apoya en “tres pilares fundamentales:

Determinar una “canasta energética básica” (electricidad+gas), que cubra las necesidades básicas e indispensables de las personas, la cual se determinará en una cantidad de Metros cúbicos y de kwH/mes que sería el máximo de lo que se considera subsidiable” (la Canasta Básica).

A los fines de determinar la canasta básica se establecerán tipos de consumos en distintas zonas del país. “La idea es contrastar el costo de esas cantidades con el ingreso del grupo conviviente y limitar la incidencia de ese costo a un porcentaje del ingreso, subsidiando la diferencia”.

“El subsidio que otorgará el Estado será el diferencial cuando el precio de la canasta básica energética supera un porcentaje determinado de los ingresos totales del Grupo Conviviente”, se indicó.

Desde la Secretaría se sostiene que “La energía eléctrica, como todos los otros bienes de la economía, tiene costos que deben ser pagados. Este Gobierno ha decidido llevar, paulatinamente, las tarifas a pagar a los costos y eliminar las transferencias fiscales”.

Y los funcionarios de la S.E. afirman que “Los aumentos tarifarios lejos de aumentar la inflación la reducirán”. “El aumento de las tarifas se verá compensado porque, sin inflación, otros bienes de la economía no aumentarán”. “La corrección de precios relativos es imprescindible para conseguir el crecimiento económico”, enfatiza el gobierno nacional.

LA HERENCIA

Chirillo señaló que “como señala el DNU 70/2023 ningún gobierno recibió una herencia institucional, económica y social peor de la que recibió la actual administración”.

Cuestionó “La Emergencia de 2019, porque se centró en congelar tarifas y anular revisiones tarifarias”. Y señaló que “La tarifa eléctrica no refleja el costo económico eficiente del suministro: apenas cubren el 50 % del costo del Mercado Mayorista y el 30 % del VAD”.

Añadió que “Las ampliaciones de red de transporte no se realizan, por lo tanto, no se aprovechan los lugares donde se pueden obtener las fuentes primarias de energía de manera más económica, ya sea de gas, del sol o del viento, y el crecimiento artificial de la demanda se atiende con generación ineficiente adquirida por CAMMESA a largo plazo, en dólares, y comprando el combustible a precios escandalosos”.

Chirillo insistió en señalar que “Con estas tarifas tenemos un grave problema de índole técnico y de recaudación del sistema que nos pone al borde de quedarnos sin luz porque no hay inversiones en generación y la energía disponible (la real no la instalada) está muy cerca de la demanda máxima”.

“Tampoco hay inversiones en transmisión y por lo tanto en el sistema eléctrico de transporte, frente a la mínima falla, se producen cortes”. “No hay inversiones en distribución, cubrir con el 30 % el 100 % de los costos (por el VAD) resulta imposible. Esto tiene como consecuencias que las distribuidoras acumulen deuda con CAMMESA”.

“La deuda actual de las distribuidoras con CAMMESA al mes de diciembre de 2023 es de $ 307.717 millones”, afirmó.

“De mantenerse el esquema de subsidios actual, el subsidio proyectado se elevaría a 5.230 Millones de dólares”, puntualizó el funcionario cuya cartera depende del ministerio de Economía.

Chirillo hizo hincapié además en que “se produjo un crecimiento de funciones de CAMMESA y pasó a ser comprador único del sistema, cargando costos elevados cuando fue concebida como Organismo Encargado del Despacho cuyas tareas principales eran el despacho técnico del SADI y la cobranza de los agentes”.

“Mediante el Precio Estacional de la Energía el Estado Nacional fue absorbiendo un porcentaje de los costos mayoristas y así subsidia a toda la demanda de manera indiscriminada”, señaló.

El Precio Estacional cubre en promedio un 45 % del costo de la producción y transporte. “Sólo 45 % del Precio Estacional pasa a tarifa, el 55 % restante lo pagan todos los ciudadanos tengan o no suministro a través del presupuesto nacional, que se traduce en menores jubilaciones, menor presupuesto a la salud y a la educación y mayores impuestos”, consideró.

Y agregó que “así se alimentó el crecimiento de la demanda de energía eléctrica sin fomentar un uso responsable, subvencionando a consumidores que no lo necesitan”.

La minera Aclara desarrollará en el estado de Gozáis, Brasil un proyecto sobre tierras raras que demandará una inversión de US$ 576 millones para producir 208 toneladas anuales de disprosio y terbio -equivalentes al 13,7% de la producción oficial de China en 2023- y de 1.190 toneladas de neodimio y praseodimio.

El disprosio y el terbio son elementos críticos para la fabricación de imanes de alta potencia, que son esenciales en los motores eléctricos. Mientras, el neodimio y el praseodimio son componentes clave en la composición de las aleaciones de tierras raras utilizadas en las baterías de litio alimentan los autos eléctricos. Se espera que el proyecto esté operativo en 2029.

BOLIVIA

Bolivia avanzará este año en estudios de prospección y exploración de las”tierras raras”, que agrupan a 17 elementos utilizados en autos eléctricos, paneles solares, teléfonos celulares e industria militar. Los yacimientos se ubican en tres departamentos (Cochabamba, Potosí y Santa Cruz) para evaluar las potencialidades de explotación.

Estos minerales, que abarcan 17 elementos de la tabla periódica, se utilizan en forma creciente en la industria electrónica y en la militar.

Uno de estos elementos, el neodimio, es parte del sistema de vibración de los celulares. Con otro de ellos, el lantano, se fabrican lentes de cristal, de cámaras fotográficas y de telescopios. Otros también se utilizan para las pantallas de los teléfonos móviles, así como sus circuitos y micrófonos.

Las tierras raras son escandio, itrio, lantano, cerio, praseodimio, neodimio, prometio, samario, europio, gadolinio, terbio, disprosio, holmio, erbio, tulio, iterbio y lutecio.
Uno de los más importantes es el neodimio, que permite desarrollar motores eléctricos más livianos, eficientes, y de mayor precisión.

El secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, encabezará el viernes 26 la lista de expositores en la Audiencia Pública virtual convocada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad, a través de la resolución 2/2024, con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto de las propuestas que las distribuidoras EDENOR y EDESUR presentaron para obtener una adecuación transitoria de los cuadros tarifarios”. Ello, mientras se avanza en una Revisión Tarifaria Integral (RTI), en base a lo establecido en el Marco Regulatorio de la Electricidad (Ley 24.065).

La Audiencia será presidida por el interventor Darío Arrué. Integran el listado de 63 inscriptos funcionarios nacionales y de la provincia de Buenos Aires, intendentes de los municipios del AMBA, legisladores, representantes de las empresas distribuidoras, de las generadoras de electricidad, de entidades de defensa del consumidor, y de entidades empresarias, entre los más destacados.

La audiencia se desarrollará además en el contexto de la decisión del gobierno nacional de avanzar con la eliminación o mayor reducción de los subsidios estatales al servicio, tal como acontece con los servicios de distribución de gas por redes y del transporte público de pasajeros (colectivos y trenes).

Las propuestas de las distribuidoras eléctricas que operan en el AMBA serán detalladas por las Compañías a partir de las 9 horas. El lunes 29 se realizará otra audiencia, también convocada por el ENRE, para analizar los pedidos de las empresas encargadas del servicio de transporte de energía eléctrica en todo el país.

Tal como ocurre con el caso del gas natural, la S.E. tiene previsto modificar los criterios de segmentación de los subsidios a las tarifas que se aplica en la actualidad tomando como base de cálculo ingresos del usuarios por el equivalente a 3,5 veces la Canasta Básica Total (INDEC).

Se pretende la elaboración de una Canasta Básica Energética, y la cobertura con subsidio de una porción de ésta, siendo total para los casos de muy bajos ingresos.

Las presentaciones previas a la Audiencia Pública por parte de Edenor y Edesur se encuentran disponibles en el sitio web del ENRE. De ellas no surge un porcentaje concreto de incremento en la porción correspondiente al Valor Agregado de Distribución en la factura, sino que cada empresa detalló la necesidad de “readecuación de ingresos” por atrasos tarifarios, y proponen una actualización mensual del VAD, mientras se avance hacia la RTI.

Edenor indicó en su presentación que “es necesaria una readecuación de ingresos, previamente al cumplimiento de la RTI pendiente de realización”, y señaló que “los requerimientos anuales de estos conceptos de VAD, valuados en pesos de diciembre 2023, adicionales a los percibidos actualmente, ascienden a $ 521.303 millones a los efectos de cubrir el déficit”.

Edesur consideró un requerimiento de ingresos de “al menos $ 330.000 millones adicionales a los actualmente percibidos en concepto de Costo Propio de Distribución (CPD)”, al 31 de diciembre de 2023.

Al margen de esos pedidos, Edenor solicitó de paso “el reconocimiento de la totalidad de los créditos” que la compañía “posee en contra de la Administración Pública Nacional producto del congelamiento tarifario que data de 2019 y por la falta de compensaciones por ajustes”, cuyo monto indicó que “asciende al 31 de octubre de 2023 a $ 1.154.000 millones”.

.La demanda de la energía eléctrica en diciembre último registró una caída de 9,7 por ciento interanual totalizando 11.762,6 GWh, mientras que en el mismo mes de 2022, había sido de 13.024,7 GWh. reveló el informe periódico de la Fundación Fundelec.

En tanto, en el acumulado de 2023 se registró un ascenso de la demanda de la energía eléctrica de 1,5 por ciento comprada con la del 2022, se indicó.

Las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron en diciembre una suba en la demanda de 6,8 %, aunque no llegó a compensar la caída de la demanda de los sectores residencial, comercial e industrial a nivel nacional. En diciembre último se registraron temperaturas 2 °C inferiores a las de diciembre de 2022.

Estos registros se producen en las semanas previas a nuevas subas tarifarias para el sector que se apresta a disponer el gobierno nacional, principalmente por efecto de la reducción de subsidios a las tarifas de este servicio.

LOS DATOS DE DICIEMBRE 2023

En diciembre de 2023, la demanda neta total del MEM fue de 11.762,6 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 13.024,7 GWh, por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -9,7 %.

Asimismo, en diciembre 2023, se dió un crecimiento intermensual del 6,5 % respecto de noviembre, cuando había alcanzado los 11.040,7 GWh.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, representó el 46 % del total país, con una caída de -14,4 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial bajó en diciembre -4,4 %, representando el 29 % del consumo total. Y la demanda industrial fue del 25 %, con un descenso en el mes del orden del – 6,4 %, aproximadamente.

Asimismo, el informe indica que se registró una potencia máxima de 25.688 MW el 28 de diciembre de 2023 a las 15:40, lejos de los 29.105 MW del 13 de marzo de 2023, récord histórico.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda de energía eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2023), 7 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; y diciembre de 2023, -9,7 %), y 5 meses de suba (enero de 2023, 4,1 %; febrero, 12,7 %; marzo, 28,6 %; septiembre, 6,3 %; y octubre de 2023, 2,3 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 1,5 %.

Además, los registros muestran que el consumo de enero de 2023 llegó a los 13.592,5 GWh; febrero, 11.904,6 GWh; marzo, 13.993,6 GWh; abril, 10.042,9 GWh; mayo, 10.815,3 GWh; junio, 12.069,7 GWh; julio, 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; y diciembre de 2023 alcanzó los 11.762,6 GWh.

DATOS DE TODO EL 2023

En base a datos aun provisorios, durante 2023 la demanda neta total del MEM fue de 140,8 TWh; mientras que, en el 2022, había sido de 138,7 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 1,5 por ciento.

Por otro lado, y en cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, el consumo residencial representó 46,4 % y creció 5,7 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,7 % y subió 0,8 %. El consumo industrial llegó al 25,9 % y cayó – 0,8 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 13 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Corrientes y San Luis (-7%), Misiones (-6%), Formosa (-5%), EDES, La Rioja y Chaco (-3%), San Juan (-2%), Tucumán, Salta, Neuquén, Mendoza y Catamarca (-1%).

Por su parte, 14 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (33 %), Santa Cruz (8 %), EDEN (8 %), Santa Fe, Santiago del Estero y La Pampa (7 %), Entre Ríos (6 %), EDELAP (5 %), Río Negro (4 %), Jujuy y EDEA (3 %), Córdoba (2 %), entre otros.

En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
 NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un decrecimiento: -5,3 %.
 CUYO -San Juan y Mendoza- bajó el consumo -0,6 %.
 CENTRO -Córdoba y San Luis- la suba en la demanda fue de 0,3 %.
 NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- presentó una suba de 0,6 %.
 COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- creció 2,4 % con respecto a diciembre de 2022.
 BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital
Federal y GBA)- marcó un 4,5%.
 METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo un ascenso de 6,8 %.
 LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– mostró un crecimiento de 7,1 %.
 PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo ascendió 26,7 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que representaron el 36 % del consumo del país, totalizaron un ascenso conjunto de 6,8 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de la demanada de 6,3 %, mientras que en el caso de EDESUR la demanda ascendió 7,4 por ciento.

Si se observan las temperaturas, el mes de diciembre 2023 tuvo un registro inferior al de diciembre de 2022. La temperatura media fue de 22.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 25.1 °C y la histórica es de 23.1 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables.

En diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 4.171 GWh contra 2.881 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 31 por ciento.

Producto de las fuertes lluvias ocurridas durante el mes, se observó un aumento en los caudales de las principales cuencas del Comahue, al igual que el río Uruguay y Paraná, comparado con el mismo mes del año anterior, incluso en algunas cuencas se presentaron valores mayores a los esperados.

Así, en el año 2023 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 49,47 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 26,65 % de la demanda, las nucleares proveyeron 6,07 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 13,58 % del total. La importación de electricidad representó el 4,23 % de la demanda total., indicó Fundelec.

ExxonMobill y el gobierno de Guyana evalúan un calendario para explotar algunos de los recursos de gas de la parte oriental del bloque Stabroek que ya es operado por la petrolera. Se cree que la parte oriental del bloque tiene más gas que la occidental, donde se encuentran los proyectos petrolíferos de la petrolera.

Guyana se ha convertido en los últimos años en una región clave para la exploración y el desarrollo petrolíferos después de que Exxon encontrara más de 11.000 millones de barriles equivalentes dfrente a las costas del país sudamericano.
La producción total de los tres primeros proyectos del bloque Stabroek supera actualmente los 550.000 barriles diarios (bpd) de crudo y se espera que alcance más de 600.000 bpd a finales de este año, según Exxon.

El último proyecto de Exxon, Payara, así como los proyectos Liza Fase 1 y Liza Fase 2, están diseñados para eliminar la quema rutinaria utilizando el gas producido para alimentar el buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), y reinyectando el resto del gas en el campo para mejorar la recuperación de crudo.
ExxonMobil y el gobierno de Guyana ya están trabajando en un proyecto de conversión de gas en energía, cuya puesta en marcha está prevista para finales de 2024 y tiene el potencial de reducir significativamente el costo de la electricidad en Guyana, afirma Exxon.
El gobierno de Guyana elaboró la llamada “Estrategia de monetización del gas de Guyana” e invitó a principios de este mes a empresas privadas a presentar propuestas sobre el diseño, la construcción y la explotación de sistemas de captación de gas en alta mar.

“Para monetizar y maximizar oportunamente el valor de todos los recursos de O&G de Guyana, es necesario desarrollar nuevas opciones y soluciones de monetización del gas, incluida la participación de otros actores en la cadena de valor de O&G, además de los promotores de proyectos upstream”, declaró Guyana en el borrador del plan de gas.

TotalEnergies acordó con la compañía danesa European Energy ampliar su cooperación en energías renovables en proyectos eólicos marinos que estarán ubicados en Dinamarca, Finlandia y Suecia.

La francesa compró participaciones mayoritarias en dos proyectos daneses que suman 405 megavatios de potencia.

En concreto, TotalEnergies se quedará con el 85% de Jammerland Bugt, de 240 megavatios, y con el 72,2% de Lillebaelt South, de 165 megavatios.

Además, TotalEnergies y European Energy tienen intención de desarrollar nuevos proyectos eólicos marinos de grandes dimensiones mediante una empresa común y de concurrir a nuevas licitaciones para ese mismo tipo de instalaciones en Dinamarca.

Las dos compañías ya habían anunciado en septiembre pasado en su primer acuerdo que iban a trabajar en el desarrollo de cuatro gigavatios de potencia en proyectos de energías renovables en varios países con una filial en la que TotalEnergies debía controlar el 65% y European Energy el 35% restante. 

En el Mercado Electrónico del Gas se realizó la subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras en febrero 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, registrandose 20 ofertas por un volumen total de 5,5 millones de metros cúbicos día y precios promedio ponderados de 1,95 dólar por Millón de BTU puesto en el PIST, y de 2,11 dólares el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

De las 20 ofertas 9 fueron de productores en Neuquen, 4 del Noroeste, 3 de Tierra del Fuego, 2 de Chubut, y 2 de Santa Cruz.

Por otra parte el MEGSA también concretó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas para el mismo mes en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.
En esta subasta se recibieron 15 ofertas por un volumen total de 20,1 millones de metros cúbicos día, con un precio promedio ponderado de U$S 2,83 el MBTU.

Los precios oscilaron entre U$S 2,15 y U$S 2,99 el MBTU y 10 de las ofertas llegaron de productores de Neuquén, 3 desde Tierra del Fuego, 1 desde Santa Cruz, y 1 desde Chubut.

En esta instancia los precios de abasto desde Neuquén oscilaron entre U$S 2,15 y U$S 2,99 el MBTU; desde Tierra del Fuego fue a precios de entre U$S 2,77 y U$S 2,81; Desde Santa Cruz se ofertó a U$S 2,83 y desde Chubut a U$S 2,88 el MBTU.

Nicaragua septuplicó sus exportaciones de oro en 520.000 onzas en los últimos 17 años, auge que se atribuye a la estrategia de desarrollo del país centroamericano que fue de la mano con la expansión de la energía eléctrica, el servicio de agua potable y la construcción de rutas.

Las exploraciones geológicas en el subsuelo de Nicaragua, revelan que existe potencial para la extracción de oro en todo el territorio, incluso en zonas agrícolas donde los propietarios de fincas desplazaron la cultura de la siembra por la dinámica extractivista.

El ranking mundial de los principales exportadores de oro de la OEC (Observatorio de Complejidad Económica) en 2021, situó a Nicaragua en el puesto 50, Honduras en el 83 peldaño, Panamá en el lugar 93, seguido de Guatemala en el 135, Costa Rica ocupó el número 141 y El Salvador el 160.

La canadiense Calibre Mining (antes B2Gold), es la mayor empresa exportadora de oro en Nicaragua. Establecida desde 2009 opera las minas La Libertad [centro], El Limón [occidente], Pavón [norte] y Borosi, ubicada en el Caribe norte.

En 2023, Calibre produjo 242.109 onzas de oro, lo que representa casi el 50% de las exportaciones de Nicaragua enviadas a Canadá, para el procesamiento de los lingotes con “cien por ciento” de transparencia en el origen de producción.

Calibre estima duplicar en 500.000 onzas el oro producido en Nicaragua en 2025, con el inicio de las operaciones de la mina Valentine.
Actualmente, existen 100 concesiones para la explotación de oro que son estudiadas por el Ministerio de Energía y Minas.
Empresas de la República Popular de China, aliado político y geoestratégico de Nicaragua, se encuentran entre las interesadas en recibir permisos de operación en la minería 2024, afirmó el ministro Mansell.

El oro que se produce en Nicaragua se cotiza en las bolsas de valores de Toronto y Nueva York, sus principales compradores son Colombia, Suiza, Canadá y Estados Unidos.

El presidente de YPF, Horacio Marín, realizó su primera visita como tal a las provincias de Santa Cruz y Chubut para recorrer las operaciones de la compañía de mayoría accionaria estatal en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Mantuvo encuentros con autoridades locales y representantes del sector. Durante la recorrida, Marín visitó el yacimiento Manantiales Behr en donde YPF desarrolla el
proyecto más importante de recuperación terciaria de la región.

También tomó contacto con los trabajadores y las trabajadoras de YPF con quienes compartió los principales lineamientos previstos en su gestión que tiene como objetivo cuadriplicar el valor de la compañía en 4 años.

Además, se reunió con los gobernadores de las provincias de Santa Cruz, Claudio Vidal, y de Chubut, Ignacio Torres. En las últimas semanas estos gobernadores han señalado la necesidad de mayores inversiones de YPF en la explotación de los yacimientos convencionales de esa región, o la reversión de áreas actualmente operadas por la Compañía.

“Estos primeros encuentros fueron muy positivos y cordiales. Permitieron trazar las líneas de trabajo conjunto para las áreas convencionales en beneficio de todas las partes y que permita potenciar el desarrollo económico local, especialmente de las PYMES, y genere mayor actividad y trabajo”, puntualizó un comunicado de la principal petrolera del país.

La agenda de Marín se completó con encuentros con el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; el secretario general del Sindicato de Petroleros, Jorge Ávila, y representantes de la Cámara de Empresas del sector en la cuenca del Golfo San Jorge.

De acuerdo a un informe de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil, para el año 2024, según datos consolidados al 16/01/2024, se prevén inversiones por alrededor de US$ 1960 millones. La información del panel está sujeta a actualizaciones por parte de las empresas titulares de contratos de E&P y la estimación se refiere únicamente a la etapa inicial de los contratos de E&P, la Fase de Exploración. Es decir, no incluye la segunda etapa, Desarrollo y Producción.

De este monto, alrededor del 95% de las inversiones previstas para 2024 se concentran en cuencas marítimas. Para los de la Margen Ecuatorial (cuencas marinas de Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará y Potiguar) la previsión ronda los 1,09 mil millones de dólares. Para las cuencas de la Margen Este (cuencas marinas de Pernambuco-Paraíba, Sergipe-Alagoas, Jacuípe, Camamu-Almada, Jequitinhonha, Cumuruxatiba, Mucuri, Espírito Santo, Campos, Santos, Pelotas), el total podría alcanzar los 772 millones de dólares. Las cuencas terrestres tienen un monto de inversiones previstas para 2024 de US$ 100 millones, distribuidos entre las nuevas cuencas fronterizas (Amazonas, Paraná, Parnaíba, São Francisco, Solimões y Tucano Sul), con US$ 61 millones de inversiones previstas, y el las maduras (cuencas terrestres Potiguar, Sergipe, Alagoas, Recôncavo, Espírito Santo), con un monto de US$ 39 millones. La perforación de pozos es la actividad que más impactará en las inversiones previstas para el año 2024, con US$ 1,710 millones proyectados para la perforación de 39 pozos exploratorios. Esto representa el 87% de las inversiones estimadas para este año.

La empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA) modificó la fecha de presentación de ofertas y el acto de apertura de sobres correspondientes a la licitación para la adquisición de cañerías para el Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner en su Etapa 2, cuando se extenderá desde la ciudad bonaerense de Salliqueló hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe, transportando el gas natural producido en Vaca Muerta, Neuquén.

La nueva fecha prevista ahora por ENARSA es el 22 de abril hasta las 11 horas, en la sede central de la empresa, en la CABA.

La Circular modificatoria de la fecha (que había sido fijada para este mes) puntualiza que los oferentes interesados deben contar con el financiamiento que requiere la fabricación y provisión de estos caños.

El GPNK se extiende en su primera etapa por 573 kilómetros, y la obra completa lo llevará a 1.050 kilómetros de largo, atravesando entonces Neuquén, Río Negro, La Pampa, Buenos Aires y Santa Fe, con 90 cruces especiales y 6 plantas compresoras.

A su vez, con la obra del Gasoducto Mercedes-Cardales concretan la interconexión de los sistemas de transporte troncal existentes operados por TGN y TGS.

Para la provisión de los caños está anotada Tenaris considerando que Techint podría contar con financiamiento del BNDES de Brasil por unos 400 millones de dólares como consecuencia de su asociación con Usiminas en aquel país. En la construcción del GPNK Etapa I Techint importó la chapa desde su planta brasileña y fabricó los caños en su planta de SIAT en Valentín Alsina.

Pero también habrá que ver cómo incidirán en esta operatoria las regulares relaciones entre los gobiernos de ambos países.

Por otra parte, se conocieron los dictámenes de ENARSA referidos a las mejores ofertas realizadas por la UTE Techint-Sacde, para realizar las obras de reversión del Gasoducto Norte, en los Renglones 2 y 3 del proyecto.

En tanto, se aguardan decisiones respecto de una nueva licitación de las obras de tendido del ducto y el montaje de cuatro plantas compresoras que conforman el Renglón 1 del proyecto cuya realización permitirá abastecer con gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país.

Los plazos originales previstos para estas obras por el gobierno anterior (tenerla lista para la llegada del próximo invierno) ya no podrán cumplirse. Comprende el tendido de ductos, construcción de loops, instalación de 4 plantas compresoras. Se había gestionado un financiamiento parcial de 540 millones de dólares con el CAF, sobre un costo total calculado en 710 millones de dólares.

El nuevo gobierno nacional se ha pronunciado dispuesto a avanzar con este proyecto indispensable, toda vez que la provisión de gas natural boliviano a esa región se verá afectada en los próximos meses ante la merma de las reservas gasíferas del vecino país. La reversión de los ductos permitirá además llegar con el gas de Argentina a Bolivia, y desde allí hasta Brasil utilizando el gasoducto existente.

Directivos de la empresa de origen coreano Posco, encabezados por el CEO Global de la compañía, Jeong Woo Choi, manifestaron al gobierno nacional su intención de continuar invirtiendo en la Argentina, donde estan desarrollando proyectos en el Noroeste del país. Fue en el marco de una reunión con el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, junto al Ministro de Economía, Luis Caputo y la Secretaria de Energía, Flavia Royón.

Durante el encuentro, los funcionarios presentaron las reformas económicas y fiscales impulsadas por el gobierno argentino, las cuales “fueron recibidas con optimismo”, indicó Economía.

Los ejecutivos de la firma asiática relataron el avance de sus proyectos en el país, particularmente para la producción de litio, y adelantaron sus planes de continuar creciendo en la Argentina, creando puestos de trabajo directos e indirectos en las provincias.

El proyecto de Posco en la Argentina, “Sal de Oro”, se encuentra ubicado en el Salar de Hombre Muerto, entre las provincias de Salta y Catamarca, a más de 1.400 metros de altura. Representa la inversión más importante de la compañía fuera de Corea del Sur, de los últimos 60 años.

En representación de Posco asistieron al encuentro, además del CEO global, el vicepresidente ejecutivo, Ju Ik Cho, así como el presidente y vicepresidente de Posco Argentina, los señores Kwangbok Kim y Sungkook Chung.

Posco es considerado el quinto grupo empresarial más importante de Corea del Sur y una de las 4 compañías siderúrgicas más grandes del mundo. Cuenta con presencia en 53 países y una nómina aproximada de 63.000 empleados a nivel mundial.

Además del acero, participa en las industrias automotriz, de la construcción, energías renovables y no renovables, infraestructura, agro, y minería.

La refinería de Abreu e Lima de Brasil será ampliada proximamente convirtiéndose en la más moderna de la región. Sumará 13 millones de litros diarios de diésel a la producción local y será la más moderna planta de su especie en todo el continente americano.

Las nuevas obras -con las que se espera generar unos 30.000 empleos- incluirán una segunda unidad de la refinería, la ampliación de la primera y la construcción de una planta de reducción de emisiones del refino.

La refinería, que pertenece a Petrobras tendrá una inversión para las obras de entre 6.000 y 8.000 millones de reales (entre unos 1.132 y 1.509 millones de euros)

Las obras de la segunda unidad de la refinería (Tren 2) deben comenzar en el segundo semestre de este año y se calcula que finalizarán en 2028, cuando la planta tendrá capacidad para procesar 260.000 barriles de petróleo diarios.

La Refinería Abreu e Lima inició operaciones en 2014 con el primer conjunto de unidades (Tren 1) con una capacidad para procesar 115.000 barriles diarios de petróleo y ahora con la ampliación pasará a 130.000 por día.

El plan original contemplaba la participación de PDVSA. Petrobras aportaría un 60% del capital y PDVSA el 40% restante, pero en 2013, ante la falta de aportes del socio, Petrobras anunció que terminaría en solitario el proyecto.

Aunque fue construida 34 años después de que Petrobras levantara su última refinería en 1980, Abreu e Lima aún es considerada la más moderna de la empresa pues tiene la mayor tasa de conversión de petróleo crudo en diesel (70 %), el combustible más utilizado en Brasil para el transporte de carga.

La planta fue objeto de numerosas polémicas por las demoras en su construcción y sus elevados costos, pues el proyecto tardó más de diez años en finalizar con inversiones que superaron los 18.000 millones de dólares, un monto bastante más alto al proyectado inicialmente de 2.500 millones de dólares.

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) se reunió con la secretaria de Minería de la Nación, Flavia Royon, con el fin de dialogar sobre el desarrollo de proveedores para abastecer a los proyectos mineros y promover las alternativas de soluciones energéticas limpias y renovables, con el objetivo de estrechar vínculos entre ambos sectores de la economía argentina, indicó un comunicado de la entidad.

Tanto la Secretaría de Minería como CADER, hicieron hincapié en el acuerdo firmado en el 2023, en el cual se estableció la necesidad de cooperar en las mesas de trabajo organizadas por la cámara, propiciar eventos, workshops e intercambio de ideas; poniendo en eje la agenda 2030 y 2050 de descarbonización, en la que se seguirá trabajando mancomunadamente.

Además, durante el encuentro Martín Parodi (presidente de CADER), Alejandro Parada (vicepresidente de CADER), Marcelo Álvarez y Martín Dapelo presentaron el documento titulado «Propuesta legislativa integral para la Transición Energética en Argentina y su aprovechamiento como oportunidad de desarrollo» y los objetivos planteados en dicho proyecto de ley.

Se acordó la posible participación de la Secretaría de Minería en las mesas de trabajo que la Cámara está llevando adelante a fin de elaborar propuestas concretas que contribuyan a impulsar la transición energética en Argentina.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronostica que la producción mundial de petróleo en 2024, aumentará en 1,24 millones de barriles diarios (b/d). Es decir, 180.000 b/d más que en sus previsiones anteriores. El mes anterior la AIE pronosticó un crecimiento de la producción petrolera en 2023 en 1,8 millones de b/d hasta los 101,9 millones de b/d.

Tras el crecimiento de la producción petrolera en EEUU y en Irán las estimaciones de la agencia se modificaron. Para 2024 la AIE prevé un crecimiento de la producción de EEUU, Brasil, Guyana y Canadá en 1,5 millones de b/d, hasta el nuevo máximo de 103,5 millones de b/d.

En cuanto al crecimiento de la producción de petróleo en el mundo, adelantará el crecimiento de la demanda mundial, señaló la AIE en el informe.

Asimismo, la AIE pronostica que el crecimiento de la demanda global de petróleo disminuirá a 1,2 millones de barriles diarios (mb/d) en 2024, en comparación con los 2,3 mb/d del año pasado.

“El aumento de la demanda global de petróleo se reducirá a la mitad, desde 2,3 mb/d en 2023 hasta 1,2 mb/d en el año en curso”, afirma la agencia.

La AIE explica estas cifras por una recuperación casi completa después de la pandemia del COVID-19, un crecimiento del PIB por debajo de la tendencia en las mayores economías, y por el uso reducido de petróleo en medio de la electrificación de vehículos.
La nota también señala que el crecimiento de la demanda fuera de China “se desaceleró significativamente, en unos 300.000 b/d en promedio, durante la segunda mitad de 2023”. Al mismo tiempo, “China seguirá liderando el aumento de la demanda de petróleo en 2024, mientras su creciente sector petroquímico ganará una cuota cada vez mayor”, agrega el comunicado.
Por el conflicto de Oriente Medio la AIE advierte de posibles interrupciones en los suministros globales de petróleo a principios de 2024, sobre todo para los que se realizan a través del mar Rojo y el canal de Suez.

Los gobernadores de las provincias productoras de hidrocarburos nucleados en la OFEPHI marcaron posición respecto a los contenidos de la denominada Ley Omnibus que impulsa el Poder Ejecutivo Nacional, particularmente en lo referido a la política para el sector.

Luego de un encuentro de trabajo los mandatarios provinciales emitiron una declaración en la cual señalaron, acerca del concepto del oficialismo sobre “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país”, que es compartido siempre que se cumpla la sustentabilidad social y ambiental de las poblaciones donde se desarrollan las actividades, además de la sustentabilidad económica de los inversores.

“Es por ello que necesitamos imperiosamente el concurso del gobierno nacional y del sector privado para llevar adelante las obras de infraestructura necesarias para acompañar el crecimiento poblacional, el cual muchas veces suele ser exponencial”, señalaron.

La reunión tuvo lugar en la Ciudad de Buenos Aires, aunque algunos mandatarios participaron de modo virtual. Integran la Organización las provincias de Neuquén (Rolando Figueroa es actual presidente de la entidad), Chubut, Neuquén, La Pampa, Río Negro, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza, Salta, Formosa y Jujuy.

Los mandatarios acuerdan con incentivar las inversiones y la actividad, pero quieren participar de discusiones tendientes a analizar cambios en la Ley de Hidrocarburos 17.319.

También ratificaron la vigencia de la denominada Ley Corta 26.197 que, de acuerdo con la Constitución Nacional, reconoce el dominio originario de las provincias sobre el petróleo y el gas.

“Solicitamos al Gobierno Nacional se propicie un ámbito deliberativo, real y oportuno para analizar en profundidad las adecuaciones propuestas que modifican de manera sustancial el régimen actual, entendiendo que es la OFEPHI el especio natural donde deben tratarse entre la Nación y las Provincias aquellas cuestiones que hacen a la política hidrocarburífera”, señala el documento.

Las medidas de incentivo a las inversiones tienen que ser, indicaron, lo “suficientemente flexibles” para contemplar esas realidades distintas”, en alusión a la heterogeneidad geológica y productiva que presentan las diversas cuencas productivas, con reservorios convencionales y no convencionales. También aluden a los yacimientos offshore.

Los gobernadores consideraron “favorable y necesario la posibilidad de incorporar nuevos participantes nacionales e internacionales al desarrollo de nuestros recursos hidrocarburíferos”.

Pero están en desacuerdo con la derogación del artículo 32 de la ley que les permite aprobar y controlar las inversiones de las compañías que obtienen licencias en las respectivas provincias. “Entendemos que esta modificación podría generar un gran perjuicio en materia de inversiones, actividad, empleo y producción para las provincias”, advierten en el documento.

Asimismo, sostienen que “No compartimos la decisión del Gobierno Nacional de eliminar del actual marco normativo la facultad que tienen las provincias de otorgar prórrogas al plazo de vencimiento de las concesiones actualmente vigentes. Entendemos que dicha opción constituye una herramienta que cuenta cada Autoridad de Aplicación la cual puede utilizar o no a partir de la evaluación respecto de la conveniencia para cada caso en particular”.

Acerca de otro aspecto principal analizado por los mandatarios, la OFEPHI plantea que las retenciones a las exportaciones de petróleo mantengan la alícuota del 8 por ciento, dejando de lado la posibilidad de elevarla hasta el 15 por ciento por parte del gobierno nacional.

“Los gobernadores de la OFEPHI manifestamos nuestra disposición a participar en los ámbitos legislativos pertinentes para realizar todos los aportes necesarios conducentes a logro de los objetivos propuestos, informando asimismo que a través de la Secretaría Ejecutiva del Organismo se remitirá una propuesta de texto normativo para su consideración”, puntualizó el documento.

La Secretaría de Energía prorrogó el periodo de transición desde el 19 de enero de 2024 y por sesenta (60) días corridos, para cada uno de los Contratos de Concesión de las Centrales Hidroeléctricas ALICURÁ, HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN ARROYITO e HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS, conforme lo dispuesto en el Artículo 67.1 de los referidos contratos.

Cabe señalar que estas concesiones han vencido en los últimos meses, desde octubre de 2023, luego de treinta años de vigencia, y que la S.E. puede disponer su prórroga por hasta 12 meses contados desde tales vencimiento. El gobierno anterior había dispuesto una primera prórroga, de 100 días, con vencimiento en el mes en curso.

Ahora, el nuevo gobierno deberá en este período determinar los pasos a seguir respecto de un nuevo contrato, o bien que estas hidroeléctricas pasen a ser operadas por el Estado, algo que no estaría en los planes de la Administración Milei.

A través de la Resolución 2/2024, ya oficializada, se explica que “A los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, las concesionarias deberán continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico correspondiente y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido periodo”.

Asimismo, y según el artículo 2 de la Resolución 2/2024, se prorrogó el periodo de transición desde el 28 de febrero de 2024 y por sesenta (60) días corridos, del Contrato de Concesión de la Central Hidroeléctrica PIEDRA DEL ÁGUILA, aplicando idéntico criterio que para las anteriores.

En su artículo 3 la Resolución establéce “la continuidad de ENERGÍA ARGENTINA S.A.(ENARSA) como veedor para todas las centrales referidas, quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.

Lo dispuesto por la secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chririllo, fue notificado a las sociedades concesionarias y a ENARSA, y comunicado al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

En los considerandos de la resolución se puntualiza entre otros conceptos que “la energía hidroeléctrica constituye una fuente renovable de generación segura y limpia que, además, favorece la diversidad de la matriz energética y otorga confiabilidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

En la ecuación energética argentina tiene una importante participación la hidroelectricidad. Sumadas a éstas, se cuentan entre las más importantes las binacionales Yacyretá y Salto Grande, a las que se sumarán las dos hidroeléctricas en construcción -con financiamiento chino- (denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic) para el aprovechamiento del río Santa Cruz.

El presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, apoyó ante diputados de la Nación el proyecto de Ley ómnibus que impulsa el Poder Ejecutivo, y en lo específico del sector hidrocarburos sostuvo que “si se crean las condiciones, y este proyecto contribuye significativamente a ello, consideramos que para el año 2030, que es un plazo bastante corto, la producción de gas y petróleo puede multiplicar por dos veces y media la producción de petróleo que tenemos hoy en Argentina, llegando a un millón y medio de barriles por día”.

El directivo estimó que con las condiciones de liberalización del mercado que plantea el texto “habrá una inversión a régimen anual de unos 15 mil millones de dólares todos los años”, con los consecuentes impactos fiscales y cambiarios.

Estimó que se generarán ingresos adicionales al fisco por 5 mil millones de dólares anuales, y que “habrá una mejora de 29 mil millones en la balanza comercial de la Argentina, pasando así de un déficit de 4 mil millones de dólares que tuvimos en el año 2022, a un superávit de 25 mil millones de dólares”.

Ormachea respaldó estas cifras considerando el aumento mundial de la demanda de energía. Destacó que Argentina tiene recursos hidrocarburíferos que podrían abastecer el consumo doméstico por 90 años, y remarcó que el país “tiene empresas petroleras con capacidad y con decisión de invertir, como quedó demostrado cada vez que las condiciones estuvieron dadas”.

Los señalamientos de Ormachea en Diputados vinieron a completar lo manifestado en una nota cursada al Secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, en la cual la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, formalizó “el apoyo de las empresas del sector a las modificaciones a la Ley 17.319, tendientes a liberalizar el sector hidrocarburífero, con medidas que se incluyen en el Capítulo IX del Proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”.

La Cámara empresaria que nuclea a las operadoras de la industria petrolera del país, (por caso, Shell, Vista, YPF, PAE, Pampa Energía, Tecpetrol, Pluspetrol y Total), hace hincapié en el texto girado al Congreso de la Nación, y en lo específico del sector señala que “la libertad de comercio, precios de mercado, la eliminación de interferencias y de posibles discrecionalidades en las decisiones de políticas relativas al sector impactarán positivamente en el proceso de inversión y generación de empleo para el desarrollo pleno de los recursos con que cuenta el país”.

El reemplazo del concepto de autoabastecimiento por el de seguridad energética, la desregulación del mercado interno del petróleo y el gas, de los precios de los combustibles, su relación con los precios internacionales, la libre exportación y el giro de divisas, son conceptos planteados en el texto del gobierno.

“Con el propósito de compartir con el Señor Secretario la visión del sector productor de hidrocarburos sobre lo que podría hacerse en el corto plazo, nos ponemos a disposición para reunirnos con Usted en el momento que lo considere oportuno”, planteó Ormachea el lunes 15, para pocas horas después (el martes) reiterar esta postura durante su participación como invitado durante el Plenario de Comisiones de Diputados que habrá de expedirse sobre el abultado y diverso texto impulsado por la Administración Milei.

. La Entidad Binacional Yacyretá llevó adelante la maniobra de traslado y descenso del Conjunto Eje-Rodete-Tapas de la Unidad Generadora 4, pieza del orden de las 550
toneladas, en el marco de los trabajos de rehabilitación progresiva y extensión de vida operativa de las turbinas de la central hidroeléctrica.

Bajo la supervisión del Jefe del Departamento Técnico, Marcelo Cardinali, más de 50 profesionales y técnicos participaron de esta compleja maniobra que implicó el uso de nuestros puentes grúa principales, indicó la EBY. También forman parte de este proceso, la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Misiones y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Itapúa (como Supervisión de Obra para Yacyretá) y la Contratista CAPY (IMPSA Argentina y CIE Paraguay).

El proceso completo de Rehabilitación de la UG4 está previsto para ejecutarse en el plazo de un año, y una vez finalizado, esta unidad volverá al servicio comercial.

El Programa Estratégico para la Recuperación del Parque Generador tiene como objetivo realizar la puesta en valor del parque generador manteniendo las prestaciones originales del equipamiento y sosteniendo la potencia instalada.

Estas tareas permitirán extender la vida útil del equipamiento después de 30 años
de generación ininterrumpida, se indicó.

. En declaraciones a Radio Provincia AM1270, el subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, se refirió a los incrementos en las tarifas de gas e indicó: “Sabemos que es un montón pero es confuso. Hasta ahora lo que pasó en la audiencia pública”- convocada por Enargas- “es que las distribuidoras y transportistas pidieron aumentos según cada una entre 300 y 700 %, eso va a tener un impacto si el gobierno nacional lo otorga”.

Consultado sobre la posibilidad de que el Ejecutivo nacional recorte el Régimen de Zona Fría (RZF) para las tarifas del servicio de gas, manifestó: “Hasta ahora dicen que van a eliminar todos los fidecomisos” la cual alcanza “a casi 80 municipios de la Provincia que a partir de la ley 27.637 tenían un 50 % de descuento en la tarifa” y por lo tanto “desaparecería ese beneficio como tal”.

En relación con la reunión que mantuvo con las pymes regionales que elaboran biocombustibles y la preocupación del sector frente a las modificaciones que introduce la Ley Ómnibus, afirmó: “Los afectaría en todo, nos plantearon con razón que de aprobarse la ley, directamente tienen que cerrar las puertas”. Ante este escenario, “lo que es urgente es frenar el delirio de este proyecto de ley y el DNU”, enfatizó el subsecretario de Energía bonaerense.

Por otro lado, Ghioni recordó que desde la Provincia no definen tarifas de gas y con respecto a la electricidad “definimos la parte de la distribución, lo que es transporte y generación es nacional”. Finalmente, agregó: “Hay que ver qué pasa con la distribución porque todavía hay un sector grande de la población que está subsidiada en materia de energía. Estamos expectantes y trabajando con las cooperativas y las distribuidoras”.

Los expertos de la Agencia Internacional de Energía estiman que la capacidad total mundial instalada de energías renovables alcance los 7,3 GW en 2028 “con las políticas y condiciones de mercado actuales”. En un “escenario acelerado”, también hasta 2028, “una aplicación más rápida de las políticas impulsa el crecimiento de la capacidad de energía renovable 21 puntos porcentuales más que en la previsión principal”.

“Todavía no es suficiente para alcanzar el objetivo de Cop 28 de triplicar las energías renovables, pero nos estamos acercando, y los gobiernos tienen las herramientas necesarias para cerrar la brecha”, dijo el director ejecutivo de la agencia Fatih Birol. Más de 120 países acordaron en diciembre en la cumbre climática Cop 28 de la ONU triplicar la capacidad de las energías renovables hasta 11TW para 2030. Según la agencia calcula, a escala mundial, las energías renovables superarán al carbón y se convertirán en la mayor fuente de generación de electricidad “a principios de 2025”.

Europa, EE.UU. y Brasil registraron aumentos récord de capacidad renovable en 2023, pero “la aceleración de China fue extraordinaria”, China “desplegará casi cuatro veces más capacidad renovable que la UE y cinco veces más que EE.UU.” entre 2023 y 2028, según la agencia.

Según la agencia, el crecimiento de la eólica terrestre y de la solar hasta 2028 será “más del doble” que en los últimos cinco años en EE.UU., la UE, India y Brasil. Esto se debe a “entornos políticos favorables”, como la Ley de Reducción de la Inflación de EE.UU., pero también al “creciente atractivo económico” de estas tecnologías, sobre todo porque los consumidores buscan reducir sus facturas de electricidad

En 2023, casi todas las nuevas instalaciones eólicas y solares terrestres tenían costes de generación más bajos que las nuevas centrales de carbón y gas, mientras que alrededor de tres cuartas partes de ellas “ofrecían energía más barata que las instalaciones de combustibles fósiles existentes”, añadió.

La caída de los precios de los paneles, gracias al aumento de la capacidad de fabricación, hacontribuyó a mejorar la eficiencia de costos. Los precios al contado de los módulos solares en 2023 cayeron casi un 50 % en el año, ya que la capacidad de producción se triplicó con respecto a los niveles de 2021.

Según la AIE, es probable que alcance 1,1 TW este año y 1,3 TW en 2028. Las políticas de apoyo en EE.UU. y la India han dado lugar a una “expansión sin precedentes de la fabricación [solar]” en esos países, pero se espera que China conserve la parte del león de las cadenas de suministro mundiales, con un 80-95%, dependiendo del sector.

La AIE señaló los problemas de la eólica marina, relacionados con “las continuas interrupciones de la cadena de suministro, los costes más elevados y los largos plazos para la obtención de permisos”. Según la AIE, la inflación ha incrementado los costes de los equipos y los tipos de interés han aumentado los costes de financiación, mientras que la política ha tardado “relativamente poco en adaptarse”.

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, encabezó una reunión de trabajo con miembros de la comisión directiva e integrantes de la Cámara de Empresas PyMES Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) para abordar el impacto que tendría en el sector la aprobación de la Ley Ómnibus que impulsa el Gobierno Nacional.

Fue junto al ministro de Desarrollo Agrario, Javier Rodríguez; la jefa de Asesores, Cristina Álvarez Rodríguez; el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; y el vicepresidente primero de Centrales de la Costa Atlántica S.A., Diego Rozengard.

Estuvieron presentes el vocal de la CEPREB, Carlos Paredes; el revisor de cuentas de la entidad, Daniel Mónaco; y los representantes Juan Manuel Ritacco, Marcelo Michelini, César Cárdenas y María Camila Barbagelata.

“La Ley Ómnibus tendría consecuencias absolutamente negativas sobre toda la industria bonaerense de biodiesel, cuya particularidad es que está integrada por pymes que generan cerca de 800 puestos de empleo directo en el interior de la provincia”, sostuvo el ministro Javier Rodríguez.

Y añadió: “Este proyecto del Gobierno Nacional viene a destruir una idea fundamental para el desarrollo bonaerense como es la promoción de la industria y el agregado de valor”.

La política que impulsa el Gobierno Nacional impactaría sobre 11 plantas bonaerenses productoras de biodiesel que están distribuidas en ciudades como Bahía Blanca, Junín, Saladillo, Daireaux, Ramallo y Pilar. Se trata de un entramado pyme que surgió a partir de la sanción en 2006 de la Ley 26.093 de biocombustibles, la cual estableció cupos, precios y cantidad de cortes con el objetivo de promover la actividad y la industrialización en el interior del país.

En ese sentido, Ghioni resaltó que “se analizó la situación crítica en la que entraría el sector a partir de las políticas impulsadas por el Gobierno Nacional”. “Estas pymes quedarían directamente afuera, ya que sería imposible que pudieran competir con las grandes exportadoras que concentran la mayor parte del mercado”, agregó.

“La aprobación de la Ley Ómnibus significaría el cierre de las pymes del sector y la pérdida del trabajo de muchos bonaerenses: mientras que la legislación actual promueve el desarrollo en el interior del país, esta iniciativa busca quitarle volumen de producción a las pymes para entregárselo a los grandes productores”, subrayó Ritacco y concluyó: “La sanción de esta nueva ley nos pondría en situación de alerta y ante un riesgo muy elevado”.

. El ministro de Infraestructura, Guillermo Ferraro, afirmó que “en 2024 vamos a terminar todas las obras públicas que estan en ejecución, priorizando las que tienen mayor grado de avance”. La alusión es a una 2.300 obras de todo tipo y envergadura que quedaron activadas por el gobierno anterior.

El funcionario señaló además que “también se ejecutarán las obras que estan financiadas por organismos multilaterales como el BID, el CAF y el BM”, y estimó que para estos casos habría disponibilidad de unos 4.000 millones de dólares”.

Ferraro no dió detalles de estas obras, pero deberían estar contempladas las de infraestructura gasífera (como la reversión del gasoducto Norte) cuyas licitaciones fueron activadas por la estatal Enarsa durante el gobierno de Alberto Fernández.

Ferraro agregó que, por otra parte, “vamos a lanzar proyectos que tienen demanda de usuarios que pueden pagar y vamos a generar el ámbito para que se produzcan las inversiones del sector privado”.

El gobierno que encabeza Javier Milei anunció en su arranque la suspensión de inversiones del Estado en obras públicas. Ferraro impulsa en consecuencia, en el contexto de la Ley Omnibus que se analiza en la Cámara de Diputados, un proyecto de promoción de inversiones privadas en grandes obras que contiene una serie de condiciones especiales por 30 años en materia impositiva, cambiaria, de giro de dividendos, y hasta de resolución de controversias, entre otros aspectos.

Sostuvo que “proponemos un régimen de incentivos a proyectos de inversión que además busca generar empleos en los sectores involucrados: minerías, energía, transporte, tecnología”, entre los mas importantes.

El ministro sostuvo que “planteamos aislar el proyecto de inversion que se considere -de varios cientos de millones de dólares- de las multiples rigideces que hoy tienen en cuanto al regimen cambiario, impositivo, aduaneros, a modo de incentivos anuales con porcentajes de desarrollo que se deben cumplir en el primero y segundo año de ejecución. Hay activos elegidos como la producción de bienes de capital”.

El funcionario hizo hincapié en una estabilidad por 30 años de condiciones tales como una Reducción del Impuesto a las Ganancias al 25 por ciento.

. Una reducción del denominado Costo Argentino, Items que complican las inversiones.
. Un régimen de amortizaciones en 2 cuotas anuales de los bienes muebles y amortización acelerada para bienes de capital.
. Establecemos la disponibilidad de divisas y giro de dividendos: luego del tercer año permitimos girar el 100 por ciento de los dividendos.
. IVA: Hoy rige una devolución. Directamente No lo cobramos y se emite un certificado impositivo a las empresas.
. Impuesto a los débitos y créditos bancarios : para estos proyectos se puede aplicar para el pago del impuesto a las ganancias.
. Derechos de importación: Arancel cero.
. Derechos de exportación: para proyectos que generan exportación se eliminan en dos o tres años.
. Régimen cambiario: para lo producido por estos proyectos planeamos una liberación paulatina de las divisas. 20 por ciento en el primer año, 40 en el segundo, y la totalidad en el tercer año de las divisas que genera el proyecto.
. Plena disponibilidad de los productos que se comercializan (sin intervención del Estado). También sobre los activos utilizados en el proyecto.
. Garantizar la estabilidad de las reglas con categoría de derechos adquiridos.
. Se establece la posibilidad de transitar por una senda de panel técnico de arbitraje en el exterior en caso de conflictos.

Ferraro sostuvo que bajo este régimen “cada proyecto se encapsula, se le asigna un CUIT y se le asignan todos los incentivos descriptos”. “De aprobarse este capitulo de la ley, durante este año se va a generar una corriente de inversión muy grande”, insistió el ministro, que no obstante dijo no tener una lista de proyectos de iniciativa privada.

“El Estado se tiene que retirar económicamente de actividades en las que puede participar el sector privado. Toda obra de infraestructura grande, al servicio del sector productivo, se puede realizar desde el sector privado”, reiteró, y aludió a infraestructura ferroviaria, vial, portuaria, al servicio de la producción, por caso la hidrocarburífera y minera.

“El promedio de inversion en infraestructura en los ultimos diez años es del 1 por ciento del PBI. Se requieren 5 puntos del PBI anuales para avanzar”, puntualizó.

Ferraro explicó fundamentos en la reunión con Diputados, recibió cuestionamientos a la iniciativa y procuró responderlos.

. “Estamos tratando un proyecto dentro de lo que consideramos y afirmamos que es una emergencia, una de las situaciones más críticas que ha pasado nuestro país”.
. “No venimos a mejorar o a mejor administrar las estructuras de este sistema. Venimos a cambiar la estructura del sistema de obras de infraestructura. Es importante entenderlo de esa forma porque si no no se entendería el porqué de la cantidad y la intensidad de los cambios que el Poder Ejecutivo está proponiendo”.
. “Nosotros queremos cambiar este sistema perverso. Esto implica un cambio cultural que requiere una claridad en el planteo, perseverancia en el tiempo, y medidas y reglas que cambien al sistema”.
. “El cambio es para volver a ser un país normal, donde el empresario vuelva a serlo en el mejor sentido de la palabra: hay que preservarlo; es el que organiza el capital y los recursos humanos y el empleo”.
. “Escasean las divisas y la confianza hay que volver a ganársela. Se requiere un tiempo para que el sector privado se convenza de volver a ocupar ese rol de emprendedor, de organizador, y que el Estado al mismo tiempo, y esa es nuestra vocación, se retire de todo lo que puede hacer el sector privado y ocupe un rol orientador, y por supuesto retirar los obstáculos para que pueda funcionar esa creatividad del sector privado”.

Ferraro enfatizó que “Queremos generar un clima para inversiones en producción que sabemos que hoy están dispuestas a realizarse en el país”.

“Se trata de un proyecto para adelantar la toma de decisiones por parte de las empresas. No tenemos una lista de proyectos. En la actividad hemos sabido de interesados en invertir si se dan las condiciones de un país normal”, reiteró el funcionario procurando convencer.

. YPF completó el miércoles 10 la colocación de Obligaciones Negociables con vencimiento en 2031, luego de 4 años y medio desde su última emisión internacional. Se trata de una de las mayores emisiones de deuda de la compañía y representa la reapertura de los mercados internacionales para emisores corporativos argentinos, destacó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

Luego de recibir ofertas por más de U$S1.800 millones, la compañía decidió emitir obligaciones negociables por un valor de U$S 800 millones. El nuevo bono se encuentra garantizado con exportaciones, tiene vencimiento final en 7 años y una tasa de interés de 9,50 %, con un rendimiento del 9,75 por ciento.

La Compañía destinará los fondos obtenidos para la refinanciación de deuda y para financiar su plan de inversiones con foco en el desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento de la producción de hidrocarburos no convencionales, se indicó.

Los bancos internacionales Citibank, J.P. Morgan y Santander fueron los colocadores de esta transacción.

. El secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, reafirmó que a consideración del gobierno nacional “las tarifas de servicios como el gas y la electricidad deben reflejar el costo del suministro”, y que “el subsidio del Estado debe ser orientado a quien no pueda pagar la totalidad de dicho precio”. “Por ello hablamos de recomposicion tarifaria y de reasignación de los subsidios”, señaló.

“Necesitamos que el subsidio llegue a la gente que realmente lo necesite. Y se definirá una canasta básica energética (luz y gas) indispensable, no sólo para la persona sino del grupo conviviente. Será una canasta básica a cubrir que se define como una cantidad minima de kw y metros cúbicos mensuales cuyo precio sera determinada según las zonas”, añadió, y anticipó que “va a haber una audiencia pública por el tema subsidios a aplicar”.

El funcionario acudió a una nueva reunión de Comisiones de la Cámara de Diputados en la cual se consideran los contenidos del proyecto de Ley Omnibus referido a una muy diversa gama de temas que el gobierno nacional quiere que se apruebe antes de fin de mes, en el contexto de una declaración de emergencia y del requerimiento al Congreso de una delegación de facultades al Poder Ejecutivo por al menos dos años, para ejecutar su programa.

Para explicar tal diversidad asistieron en dos jornadas varios ministros y secretarios, entre ellos, el de Energía.

Chirillo se refirió a la política energética que impulsa la Administración Milei. Entre otras observaciones de los legisladores se plantearon interrogantes, entre ellos los referidos a la política tarifaria en general, y los criterios que se seguirán según regiones del país, incluídos los subsidios, y el destino de los fondos fiduciarios específicos.

También se habló sobre los derechos de las provincias en materia de regalías hidrocarburíferas, sobre la producción de biocombustibles, su régimen impositivo, niveles progresivos de mezcla con los combustibles fósiles, y la libre participación de las petroleras en este mercado de los bios cuando la mezcla supere la proporción de 18 % a mediano plazo.

Otras preguntas al Secretario fueron sobre el futuro de las concesiones de las centrales hidroeléctricas patagónicas (Comahue) que acaban de caducar. Sobre las concesiones hidrocarburíferas on y off shore, y las exportaciones de petróleo y de gas que el gobierno quiere aumentar fuertemente, en el contexto de la “seguridad energética” para el país, en lugar del autoabastecimiento, concepto que el gobierno desconsidera.

Algunas definiciones de Chirillo ante los diputados fueron:

. “Los fondos fiduciarios hoy destinados a subsidios ( zona fría; Foder (renovables) , FOTAE), con la recomposición de los subsidios quedarán subsumidos en el nuevo esquema.

. “YPF es YPF y el mercado de los combustibles es libre. No queremos que esta empresa sea reguladora del mercado”.

. Acerca de la infraestructura necesaria en transporte de electricidad en alta tensión y en gas natural.”Cuando el mercado de señales de precios habrá interés por invertir desde el sector privado. “Las inversiones estatales fueron insuficientes, tenemos que buscar mecanismos ágiles y creemos que la iniciativa privada puede ayudar”.

. La situacion que tenemos en el sector eléctrico es muy vulnerable y preocupante. Hay riesgo de cortes y a veces tenemos que importar electricidad de Brasil.

. El Estado financia-subsidia la generación.Eso lo pagan todos los usuarios del pais y la tarifa no puede cubrir los costos.

. El sistema de transporte de gas natural no es autosuficiente.Tenemos Vaca Muerta pero sólo explotamos el 6 por ciento de su potencial.

. Hoy el Estado esta cubriendo a traves de subsidios parte del Plan Gas Ar. a precios que no paga el usuario sino el Estado y las distribuidoras solo una parte.

. En momentos de pico de demanda necesitamos importar desde Bolivia a 10 dolares y los vendió a 1,82 dolares el MBTU. Y en Bahia Blanca importamos GNL a 15,50 y lo vendió a 2,60 dólares el MBTU. Hay 90 tipos de tarifas en gas.

. En materia de transición energetica no hemos logrado casi nada. No se cumplio la meta de generación con renovables.

. La situacion requiere medidas que se tomarán mediante decretos y leyes. Contamos con las leyes marco 24.065 y 24.676. y estamos pidiendo cambios para su actualización.

. El Estado no puede mas. Necesitamos recuperar confianza en la inversión pero esto va a costar. necesitamos transparencia en las resoluciones que se emitan . previsibilidad.

. En infraestructura estamos muy escasos y por eso se propone el régimen de iniciativa privada. necesitamos gasoductos, estaciones de GNL.

. Debemos fomentar la actualización de contratos de largo plazo, con un sendero de precios, tal como ocurre con el combustible, que estaba en 30 % del precio real.
. Necesitamos convertirnos en un país exportador de energia.

. En hidrocarburos proponemos un cambio sustancial. reconocer el derecho de las empresas a la libre comercializacion del petróleo y el gas. El Estado nacional podrá ejercer derecho a revisar ésa libre exportación cuando se produce un sobrecosto para el gas a nivel interno, pero está sujeto a una NO Objeción de las ventas por parte de la secretaría de Energia.

. Hay que realizar algunos cambios en la Ley 17.319 (De Hidrocarburos) referidas al rol del P.E.N. y/o de provincias sobre los recursos.

. El Estado libera el precio y ampliará el corte del biodiesel hasta el 15 por ciento en el 2026.

. En Etanol se mantiene el 12 por ciento, y luego un sendero hasta el 27 por ciento.
. Las petroleras podrán participar de la demanda excendente de biocombustible siempre que el corte ya esté en el 18 por ciento.

. Acerca de la normalización de los Entes Reguladores. Hace 30 años estaba bien tener un Enargas y un Enre. Hoy el planeamiento energético requiere la unificacion de los entes.

. Debemos maximizar la renta del sector hidrocarburos. Esto significa incrementar mucho la producción para poder exportar a la región y, en cuatro o cinco años producir y vender como GNL (construcción de Planta mediante).

. Todo eso no va a poner en riesgo asegurar el suministro interno pero eso no tiene nada que ver con el tema autoabastecimiento. En los últimos años tuvimos balanza comercial energética negativa en 30 mil millones de dólares. Algo hicimos mal”.

. Las conceciones hidroeléctricas (del Comahue) vencieron en agosto y diciembre. Ahora hay un periodo de transición que se puede extender por 12 meses y es a criterio de la Secretaría pedir que sigan operando. Los ríos son provinciales pero el aprovechamiento hidroeléctrico es parte de los activos que revierten al Estado nacional por Ley 15.336.

. Regalías hidrocarburíferas: Se dispone la aplicación de un factor del 15 % , que tal vez sea menor según el nivel de riesgo que presenta la exploración y explotación por caso en un proyecto off shore.

PLAN DEL GOBIERNO

Definido por Chirillo ante los legisladores:
Energía (10 puntos)

Respeta lo que está firmado, manteniendo la seguridad jurídica, sin afectar derechos adquiridos.

Revisa las funciones que el Estado hoy realiza en el sector energético tales como Estado regulador, Estado empresario, Estado asistencial, (cuando subsidia al consumo final y a actividades de la industria -producción de hidrocarburos o compra de combustible para generación eléctrica-)

A fin de recuperar la confianza en la inversión, introduce reglas claras y estables para el funcionamiento de los mercados, a fin de brindar las señales de precios adecuadas para la inversión «a riesgo», (export/import parity) reemplazando las actuales inversiones gobierno a gobierno

Establece la indispensable transparencia y previsibilidad de los actos normativos que se dicten por los órganos reguladores y la S.E para que sean conocidos con anticipación (calendario anual y participación de los agentes de la industria).

Establece un régimen común de ejecución de infraestructura energética permitiendo a la iniciativa privada que proponga proyectos a licitar, y en los que el riesgo empresario lo asume quien resulte adjudicatario del mismo.

Fomenta la contractualización a largo ​plazo de los mercados, cuya concreción estará en cabeza de los agentes de la industria.

Es un cambio en el que el Estado «cambie la mirada» para dejar de mirarnos para dentro, abrirnos al mundo y buscar la integración dentro de él, a través de las exportaciones firmes de largo plazo. El rol e importancia de la renovación de los Tratados de Protección de inversiones

Es un cambio que contempla un sendero de precios o periodo de transición para amortiguar en el impacto en el consumidor final.

Es un cambio que apunta a hacer eficiente la oferta (señales de precios) y dar incentivo de ahorro a la demanda, para bajar el costo o precio de generación y la tarifa asuma progresivamente el costo real de suministro, todo lo cual contribuirá con los objetivos de la transición energética.

Incentiva las inversiones para lo cual busca una mayor protección (estabilidad fiscal, el carácter de acuerdo de inversión, régimen de arbitraje internacional, para los contratos que se hagan con el Estado, estableciendo en los mismos los remedios frente a los incumplimientos, adquiriendo importancia de la renovación de los Tratados de Protección de inversiones.

China alcanzó en 2023 un récord de producción de petróleo y gas, gracias al impulso en la prospección y la explotación de combustibles fósiles por parte de las empresas locales, según la Administración Nacional de Energía del país asiático.

 La producción de petróleo crudo alcanzó los 208 millones de toneladas, un aumento de unas 3 millones de toneladas -alrededor del 1,46%- en comparación con 2022.

El organismo informó de un aumento “significativo” de la producción de petróleo en zonas marinas, que alcanzó los 62 millones de toneladas.

La producción de gas natural alcanzó los 230.000 millones de metros cúbicos, cifra que representa un aumento de 6% con respecto a 2022, según la analista Li Ziyue, citada por el diario local China Daily y que atribuyó el crecimiento al “aumento en China de la inversión en la prospección de petróleo y gas en los últimos años”.

La petrolera CNOOC anunció en último el descubrimiento de un nuevo pozo petrolífero y de gas con más de 100 millones de toneladas de crudo en el mar de Bohai, situado en el noreste de China.

Según CNOOC, la explotación china de los recursos de gas natural en alta mar avanza de forma constante hacia aguas ultra profundas.

 Por su parte, la petrolera china Sinopec descubrió en 2023 en la región occidental de Xinjiang un yacimiento de 1.700 millones de toneladas de petróleo, que podrían cubrir durante dos años la demanda nacional de China, que consume 800 millones de toneladas al año, explicaron entonces expertos locales.

EE.UU. aumentará su producción de crudo en 290.000 barriles por día (bpd) a un récord de 13,21 millones de bpd este año, dijo la EIA en su Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO).

Excluyendo a Angola que abandonó la OPEP+ este mes, la Administración de Información de Energía (EIA) pronosticó que la entente bajaría su producción en 620.000 barriles diarios hasta los 36,44 millones de barriles diarios el próximo año. Esta cifra es inferior a la media quinquenal de 40,2 millones de barriles diarios registrada antes de la pandemia de Covid-19.

Reuters reveló que la producción de la organización aumentó en diciembre, ya que los incrementos de Angola, Irak y Nigeria compensaron los continuos recortes de Arabia Saudí y otros miembros de la alianza más amplia.

Por la menor demanda de crudo Arabia Saudita empezó a recortar el precio oficial de venta (OSP) de febrero de su emblemático producto Arab Light a Asia hasta el nivel más bajo en 27 meses.

Si bien la producción estadounidense alcanzará nuevos récords en 2024 y 2025 gracias a la eficiencia de los pozos, el crecimiento se ralentizará desde el millón de barriles diarios de 2023 debido a la menor actividad de perforación.

Según la EIA, se espera que los precios del Brent de referencia mundial se sitúen en una media de 82 dólares por barril en 2024 y de 79 dólares en 2025, cerca de la media de 82 dólares de 2023.
 

Francia proyecta la puesta en marcha de nuevas capacidades de producción de energía nuclear para 2050 equivalentes a ocho reactores de la tecnología EPR, dos más de los previstos hasta ahora.

Se establece en un proyecto de ley que la meta es construir nuevos equipamientos que representen 13 gigavatios de potencia, lo que equivale a ocho reactores EPR, similar al que está construyendo la eléctrica estatal EDF en Flamanville.

Eso significa dos más que los anunciados hasta el momento, y su decisión formal tendrá que formalizarse en 2024-2025, precisó la ministra deTransición Energética, Agnès Pannier-Runacher, en una entrevista a la emisora France Info.

Al mismo tiempo, el Ejecutivo pretende con su proyecto de ley que la capacidad de producción nuclear en el horizonte de 2050 sea de al menos 63 gigavatios, lo que incluye los nuevos reactores, pero también el mantenimiento en servicio de buena parte del parque nuclear actual.

Ese parque está compuesto de 56 reactores en 18 centrales repartidas por todo el país que normalmente aportan cerca del 70% de la electricidad

En el texto, que se presentará en Consejo de Ministros entre finales de enero y comienzos de febrero, contempla como segundo pilar de la estrategia energética para la descarbonización un fuerte desarrollo de las renovables.

Así, en el caso de la eólica marina, el objetivo son 18 gigavatios de potencia instalada de aquí a 2035. Además, se pretende duplicar el ritmo de despliegue de nuevas capacidades de energía solar fotovoltaica para llegar a más de 75 gigavatios en 2035.

Francia se ha erigido en líder de una coalición de países pronucleares dentro de la Unión Europea, en la que actualmente hay 14 miembros y, para reforzarla, este lunes Pannier-Runacher viaja a la República Checa, donde tiene previsto ser recibida por el ministro de Industria, Josef Síkela. 

Opinión.

Acerca de la Emergencia Energética planteada por el Secretario de Energía, Eduardo Chirillo.

. El ex Secretario de Energía de la Nación Darío Martínez expresó que “el Plan Gas.Ar es tan virtuoso como lo reconoce todo el sector, que romper los contratos solo traerá aumentos injustificados de precios del gas para la economía argentina, y un desorden en el mercado interno muy nocivo”.

“No hay crisis en la producción de petróleo y gas. Por el contrario, se están batiendo récords permanentemente, de producción y actividad de perforación y fracturas, y todas las previsiones para estas variables y para las Inversiones apuntan a duplicar en un año los niveles actuales”.

Martínez afirmó que “el desarrollo de Vaca Muerta y el Plan Gas.Ar que le dio certeza, precio y Seguridad a las empresas, han generado récords permanentes de producción de Gas No Convencional, que impulsa permanentemente la producción total del País, y la ampliación de la concesión de Fénix, asegura los niveles de producción del Gas Offshore en Tierra del Fuego”.

El actual diputado provincial neuquino expresó que “en noviembre se alcanzó la producción de crudo mas alta de los últimos 19 años con 675 MMbbl/día, y sólo en Neuquén, en un año estaremos produciendo cerca de 800 mil barriles diarios”

“No hay crisis tampoco en el transporte de Hidrocarburos, y Chirillo también debería saberlo”.

“En materia de oleoductos está en marcha la obra privada más importante de la historia ejecutada por Oldelval y sus socios, que en un año va a duplicar la capacidad actual de transporte de crudo desde Vaca Muerta; YPF esta avanzando en el Oleoducto Vaca Muerta Norte, que potenciará el transporte hasta Mendoza y Chile, y otra empresa privada, OTASA, reacondicionó y puso en actividad el Oleoducto Transcordillerano que ya exporta 40 mil barriles diarios a Chile”.

“En materia de transporte de gas, nuestro gobierno dejó en funcionamiento la primera etapa del gasoducto Néstor Kirchner, y el plan de Obras Transport.Ar Producción Nacional que tienen por objeto alcanzar el autoabastecimiento con gas argentino de la demanda, en reemplazo de gas y líquidos importados, entre cuyas obras está la reversión del Gasoducto Norte, que, con buen tino, este gobierno está continuando”.

“El Plan Gas.Ar debe ser una política de Estado que el actual gobierno debería mantener, ya que los precios y las cantidades fueron fijados por la libre concurrencia de las productoras, los precios son altamente convenientes y con contratos de hasta 2028 que garantizan abastecimiento nacional y seguridad a las productoras para planificar sus inversiones. Romper esos contratos solo provocará un aumento injustificado de precios, y quizás ese sea el objetivo del gobierno de Milei”.

“Claro que hay mucho por hacer ya que pasamos de ser un país con petróleo y gas a un país petrolero y gasífero por el desarrollo de Vaca Muerta, pero eso no significa que estemos en crisis”.

Por último, “es obvio que tenemos visiones distintas respecto de la manera de subsidiar la tarifas y los niveles de las mismas, y quizás, sobre la financiación de las obras prioritarias, pero muchas de las obras de transporte de gas planificadas son de gran interés para las empresas productoras ya que su objetivo es la exportación y pueden encararlas a riesgo, y el Plan Gas.Ar es independiente del nivel de subsidio que el nuevo gobierno pretenda establecer”.

“Solo hace falta que la nueva gestión se ponga a la cabeza con planificación y seguridad jurídica, afiance el Plan Gas.Ar y convoque a las empresas productoras a ejecutar nuevas obras de transporte de hidrocarburos que, dados los precios y las posibilidades de exportación, tienen una altísima tasa de retorno”.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, sostuvo respecto del proyecto de ley ómnibus que impulsa el gobierno nacional que, en lo referido a las privatizaciones de 41 empresas que promueve, “Las empresas del Estado no se pueden privatizar en la situación en la que están”.

Y agregó que “⁠Antes, deben ser ordenadas, eficientizadas y declaradas sujetas a privatización, conforme el procedimiento actualmente vigente la Ley 23.696. De manera que se está observando la legalidad absoluta en ese sentido”, ratificó.

Chirillo expuso en el marco del plenario de Comisiones de la Cámara de Diputados de la Nación.

Se le consultó acerca de YPF, y de las centrales nucleares. También de Arsat y de Aerolíneas Argentinas, ya que el Secretario enfatizó en la necesidad de que el Congreso conceda las facultades delegadas que requiere la Administración Milei.

Casi no hubo precisiones sobre varias preguntas formuladas en relación a la cuestión energética. Pero el funcionario volverá a concurrir al plenario de Comisiones el miercoles 10 para responder.

Sí señaló acerca del rubro Hidrocarburos y la preocupación manifestada por gobernadores de provincias petroleras respecto del proyecto oficial, Chirillo sostuvo que “No hay ninguna intención de nacionalizar los recursos naturales que corresponden a las provincias. Ya está rectificado dentro de los cambios que estamos haciendo y conversado con los gobernadores”.

El funcionario defendió el denominado “Proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”. “Se comenzó a diseñar en febrero del año pasado con distintos integrantes en cada uno de los sectores”, afirmó.

Chirillo sostuvo que “se establecen nueve objetivos y principios que son la base de las facultades que se están delegando. No son objetivos y principios que se escriben porque sí. Se están pidiendo cosas específicas en un plazo más corto, es mucho más preciso y moderno respecto a todas las reformas de Estado anteriores”, remarcó.

“El Poder Ejecutivo necesita facultades para poder ordenar el sector público, achicarlo, por la multiplicidad de funciones y organismos que existen”, insistió.

El ministro del Interior, Guillermo Francos, sostuvo luego de una reunión con funcionarios de las provincias productoras de biocombustibles que “clarificamos que el porcentaje de corte de biocombustibles establecido en el proyecto Ley (ómnibus) es un piso que no va a reducirse y acordamos seguir conversando y analizando estos temas, que tienen impacto en las economías regionales de cada provincia”.

Este aspecto del proyecto alarmó a los gobiernos provinciales y Francos recibió a la vicegobernadora de Santa Fe, Gisela Scaglia, y a representantes de los gobiernos de Córdoba, Tucumán, Entre Ríos y Jujuy para analizar la situación en torno a las economías regionales, principalmente lo referido a los biocombustibles, tanto biodiesel como bioetanol.

Junto al secretario de Agricultura, Ganadería y Pesca, Fernando Vilella; al secretario de Interior, Lisandro Catalán; y al subsecretario de Combustibles e Hidrocarburos, Luis de Ridder; Francos indicó que durante el encuentro se pudieron “clarificar algunos temas que se habían comprendido mal del proyecto de Ley ‘Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos’ con relación al corte de bioetanol y de biodiesel, que tienen un fuerte impacto en la actividad de pequeñas y medianas empresas en cada distrito”.

Durante la reunión, que tuvo lugar en el salón de los escudos de Casa Rosada, también participó Mariela Beljansky, subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.
En el caso de Santa Fe, acompañaron a la vicegobernadora el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, la secretaria Energía, Verónica Geese; la secretaria de Comercio Exterior, Georgina Losada; y el subsecretario de Relaciones Institucionales, Juan Rodil.

Por parte de Córdoba, estuvieron presentes el ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, Pedro Dellarossa; el ministro de Agricultura y Ganadería, Sergio Busso; y el secretario de Planificación Energética, Sergio Mansur.

Y en representación de Tucumán, estuvieron presentes el ministro de Obras y Servicios Públicos, Santiago Yanotti; y el ministro de Economía y Producción, Daniel Abad.

Por parte de Entre Ríos, participaron el ministro de Desarrollo Económico, Guillermo Bernaudo; y la secretaria de Energía, Noelia Zapata; mientras que, de Jujuy, participó el secretario de Desarrollo Industrial y Comercial, Diego Suárez.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, anunció que habrá importantes modificaciones en el actual esquema de reducción de subsidios en las facturas del servicio de provisión de gas natural por redes, en el contexto de una reestructuración que además apunta a una Revisión Tarifaria Integral (RTI) en un plazo máximo de dos años, con incrementos transitorios en los valores de transporte y de distribución, además del precio del gas (PIST).

Chirillo fue el primer expositor en la Audiencia Pública 104, convocada por el interventor en el ENARGAS, Carlos Casares, para analizar la situación del sector, que contó además con presentaciones de las empresas TGN, TGS, MetroGas, Naturgy, Gasnor, Cammuzzi, Gas NEA, entre otras operadoras.

También participaron representantes de cooperativas subdistribuidoras, Asociaciones de Consumidores, Intendentes, y del sector industrial.

El secretario de Energía trazó un panorama de la situación que reviste el área energética, de la incidencia negativa que que la política de subsidios en el rubro ha significado en materia de déficit fiscal, y las razones del cambio que se propone el gobierno nacional.

“El esquema anterior tuvo ciertas falencias, puntualizó:
⦁ Los usuarios de N1, N2 y N3 siguieron recibiendo subsidios generalizados porque los precios fijados en los mercados mayoristas no cubrían el total de costos.
⦁ Superposición de los beneficiarios de planes sociales con estos subsidios. La mayoría categorizados como Nivel 2 (de bajos ingresos).
⦁ Falta de control del padrón de usuarios del ReNuT y coherencias o discrepancias con el RASE y la base de datos del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS)
⦁ El subsidio se otorga según las condiciones del contratante del suministro sin control del grupo conviviente”.
⦁
⦁ Chirillo señaló que la propuesta de cambio tiene cinco pilares fundamentales:
⦁ Determinar los ingresos totales del Grupo Conviviente en una unidad familiar. 
⦁ Determinar una “canasta energética básica” (electricidad+gas), que cubra las necesidades básicas e indispensables de las personas, la cual se determinará en una cantidad de MM3 o kwH/mes que sería el máximo de lo que se considera subsidiable (la Canasta Básica).
 
⦁ A los fines de determinar la canasta básica se establecerán tipos de consumos en distintas zonas del país.
 
⦁ Contrastar el costo de esas cantidades con el ingreso del grupo conviviente y limitar la incidencia de ese costo a un porcentaje del ingreso subsidiando la diferencia. “subsidio a situaciones de vulnerabilidad”
 
⦁ El subsidio que otorgará el Estado será el diferencial. Es cuando el precio de la canasta básica energética supera un porcentaje determinado de los ingresos totales del Grupo Conviviente.

⦁ Se propone el traslado gradual total del componente precio de gas PIST de las tarifas finales para la readecuación progresiva de subsidios.
⦁ Ese traslado gradual del PIST, el cual se adecua en función del precio que resulta del tipo de cambio, se propone realizar de la siguiente manera:
⦁ 33% desde el 1º de febrero de 2024 y
⦁ 33% desde el 1º de marzo de 2024.
⦁ 33% desde el 1° de abril de 2024. 
⦁ La readecuación de los subsidios para su focalización en el sector más vulnerable de la sociedad.
⦁ La implementación de un sistema más justo para garantizar el consumo básico energético a los usuarios residenciales que lo necesiten en función de sus ingresos.
⦁
⦁ La segmentación actual se mantiene hasta el 1° de abril de 2024. El nuevo esquema de subsidios entrará en aplicación a partir de dicha fecha, previa audiencia pública que se realizará al efecto.

⦁ Con esta propuesta se cumple con lo dispuesto por la CSJN en el fallo Cepis en tanto y en cuanto se otorga certeza, previsibilidad, gradualidad y razonabilidad a los nuevos cuadros tarifarios que resulten, señaló Rodriguez Chirillo.

El funcionario hizo referencia al DNU 55/2023 que declaró la emergencia energética y establece la reapertura de la RTI quinquenal. Hasta tanto podran aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas para garantizar el normal suministro a los usuarios.

Hizo hincapié además en la ley marco 24.076 que es la base para establecer la adecuación tarifaria. Esta deberá proveer a los transportistas ingresos para afrontar costos y una rentabilidad razonable. También, que el precio de venta de gas de las distribuidoras a los consumidores incluirá el costo de su adquisición.

“La interrupcion de revisiones tarifarias y el congelamiento de las tarifas llevaron a que éstas no cubran los costos, y a que las operadoras dejaran de hacer inversiones en la expansión del servicio”, señaló Chirillo.

Por la Administración anterior y la falta de señales adecuadas tenemos un sistema energético altamente desinvertido, una balanza comercial deficitaria. Rescató las iniciativas para incentivar la produccion de gas (Programa Gas Ar y Plan Gas Plus) para asegurar el abstecimiento del mercado interno. Y también que el Estado invirtió en el GPNK y procura inversión para la reversión del Gasoducto Norte.

“Se deberan adoptar medidas para que los usuarios paguen una tarifa justa y razonable, se asegure que la energia producida cubra la demanda, se revierta el deficit comercial del sector, y que el sector privado realice las inversiones para expandir la infraestructura”, describió.

A su turno, las empresas transportadoras y las distribuidoras coincidieron en señalar los retrasos tarifarios para cubrir sus respectivos servicios, la consecuente limitación en las inversiones realizadas, que en muchos casos se limitaron a garantizar el suministro en las condiciones de seguridad y eficiencia necesarias.

Por ello, coincidieron en señalar una pronta recomposición de lo que deberían percibir para recuperar tal atraso en relación a la evolución de los costos de sus insumos, y la fuerte diferencia a la baja entre lo que se han movido sus tarifas en los últimos años, comparado con la evolución de diversos índices de la economía.

Todas coincidieron, además, en señalar la necesidad de que el gobierno disponga una actualización mensual de los montos que perciben (VAD, VAT), en base a la evolución del Indice de Precios IPIM, un criterio que Energía comparte “para evitar nuevos retrasos a futuro”.

Las actualizaciones propuestas son por porcentajes que varían según las varias categorías de usuarios residenciales, y comerciales e industriales. y su incidencia en las facturas finales es proporcional a la incidencia que tiene en su integración cada componente tarifario.

En la conformación de la factura por el servicio de provisión de gas natural por redes el precio del gas representa 36 %, el transporte 12,5 %, la distribución 25 % , e impuestos 26,5 % aproximadamente.

A modo de referencia, cabe señalar que los ajustes por actualización propuestos en sus índices por las empresas promedian el 400 por ciento. El reflejo en las factura varía además según la región.

A los efectos de considerar el caso de una de las más importantes empresas del rubro cabe señalar que la propuesta de ajuste tarifario realizada por MetroGAS, operadora en la región del AMBA.

Se enmarca en las facultades conferidas por el decreto 55/2023 de adecuar transitoriamente las tarifas y ajustarlas periódicamente hasta tanto culmine el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI).

Representa un aumento punta a punta del 376,52 %, aplicable a partir del 1° de febrero de 2024 y tienen en cuenta que durante más de 4 años los aumentos que se dieron (marzo de 2021, junio 2022 y mayo 2023) se mantuvieron por debajo de la inflación.

“El porcentaje de actualización surge tomando el algoritmo de cálculo establecido en el Anexo V de la Resolución ENARGAS 4356/17, cuya base es el índice de febrero de 2018 versus el mismo índice a noviembre 2023 y estimando el incremento de costos del mes de diciembre 2023, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado del Banco Central de la República Argentina (REM-BCRA) del 19,95 %, y descontando, obviamente, aquellos incrementos ya otorgados entre tales períodos”, describió la compañía al momento de la remisión de la propuesta al Enargas.

De esto resultaría que para los usuarios residenciales (R1 y R2), que representa el 80 % de los 2,4 millones de usuarios que tiene la compañía distribuidora, un incremento mensual promedio de 6.000 pesos. En cuanto al impacto en la factura también depende de lo que el gobierno compute el valor del gas (PIST), mas el transporte y los impuestos.

En los próximos días el Enargas deberá resolver el ajuste tarifario provisorio que regirá para este servicio a partir de febrero.

. La estatal Energía Argentina realizó la apertura de los sobres con las ofertas económicas correspondientes a la licitación del tercer renglón del proyecto para la Reversión del Gasoducto Norte. Se trata de una obra que permitirá transportar gas de Vaca Muerta al norte de nuestro país.

El tercer renglón está compuesto por la construcción de 50 de los 122 kilómetros del gasoducto de integración Federal Tío Pujio-La Carlota, que tendrá un diámetro de 36 pulgadas. Las ofertas admitidas técnicamente fueron las presentadas por la empresa BTU, y la UT TECHINT-SACDE.

BTU presentó una oferta por $ 71.141.339.861 más IVA y una nota de descuento del 10,22 %, resultando un total de $ 63.870.694.927,93 más IVA. En tanto, Techint-Sacde ofreció $ 69.999.398.273,53 más IVA y una nota de descuento por 10,49 %, con cuya aplicación la cifra resultante es de $ 62.656.461.394,64 más IVA.

Estuvieron presentes Juan Carlos Doncel Jones, presidente de ENARSA, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente, Alberto Devoto, integrante del directorio, Carlos Casares, interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), además de representantes de las empresas oferentes.

La Reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y permitirá llevar el gas producido en Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes domiciliarias de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio en la región.

El gobierno nacional debe resolver las adjudicaciones, completar el financiamiento -ya que heredó el proyecto de 710 millones de dólares con un préstamo del CAF por 450 millones- y establecer cuando se iniciarán las obras ya que casi no hay margen de tiempo si se pretende que el ducto este en condiciones de suministrar el gas neuquino en el transcurso del próximo invierno.

TotalEnergies vendió por 3.400 millones de euros a la canadiense Couche Tard su red de estaciones de servicios ubicadas en Alemania, Países Bajos, Bélgica y Luxemburgo.
En Bélgica y Luxemburgo, las dos empresas se asociaron, de forma que la canadiense pasa a tener un 60% y TotalEnergies el 40% restante.

TotalEnergies precisó que seguirá aprovisionando todas esas estaciones durante cinco años a partir de sus refinerías de Amberes, en Bélgica, y de Leuna, en Alemania.
Cuando había anunciado la operación en marzo, había explicado que cedía las 1.198 estaciones de servicio de Alemania y las 392 de Países Bajos porque no era líder en esos mercados.

En cuanto a Bélgica y Luxemburgo, donde sí era “número uno”, su asociación con Couche Tard, de acuerdo con el objetivo planteado entonces, es “acelerar la transformación de esas redes maximizando sus ventas al margen de los carburantes de petróleo”.

China es el mayor comprador de gas natural licuado. Los envíos del combustible al país crecieron 12% en 2023 hasta alcanzar más de 70 millones de toneladas según Bloomberg

Aunque las entregas se mantienen por debajo de los niveles de 2021, debido en parte a alternativas más baratas, se espera que la nación impulse el crecimiento de la demanda mundial durante la próxima década.

Las importaciones chinas aumentarán casi un 20%, hasta 84 millones de toneladas en 2025, y 136 millones de toneladas en 2030, señaló Rystad Energy

Un aumento de los envíos a China antes de que la nueva oferta entre en funcionamiento a finales de esta década podría alterar el cuidadoso equilibrio del mercado del gas.
Las compras de GNL por parte de China podrían afectar el suministro en Europa después de la caída del flujo de gas natural por el gasoducto nordstream, aseguran los expertos

Según datos del Energy Institute, el gas sólo representa el 8,5% de la combinación energética total de China, lo que le deja mucho margen para crecer a medida que sustituye a alternativas más sucias como el carbón. En Japón, por el contrario, el gas representa una quinta parte del mix energético, mientras que en Estados Unidos es un tercio.
Los suministros de gas de Gazprom a China a través del gasoducto Power of Siberia alcanzaron los 22.700 millones de metros cúbicos el año pasado, por encima de los volúmenes contratados.

 Según el director de la empresa rusa, Alexéi Miller, solo este año Moscú entregará a China más de 22.500 millones de metros cúbicos de combustible, una cantidad que supera la estimada en el contrato entre ambos países.


El directivo agregó que la empresa suministrará a China 38.000 millones de metros cúbicos de gas en 2025, tal y como estipula el respectivo contrato.

En cuanto a las relaciones con países de Asia Central, Miller reveló que en 2024 Gazprom planea firmar contratos de 15 años de duración con Kazajistán, Kirguistán y Uzbekistán.

“Los contratos a medio plazo de quince años que acordamos con nuestros socios en Kirguistán, Kazajistán y Uzbekistán se firmarán a mediados del próximo año en el Foro Económico de San Petersburgo y el 1 de noviembre de 2025 comenzarán los suministros fiables y estables en virtud de esos acuerdos”, indicó.


El índice de referencia del carbón térmico chino, que ya cayó el año pasado, podría bajar aún más si el suave crecimiento de la demanda no contribuye a eliminar los excedentes del país.

A través de la Resolución 3/2024 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a una Audiencia Pública con el objeto de “poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto a las propuestas de las concesionarias del servicio público de transporte de energía eléctrica, tendientes a obtener una adecuación transitoria en la tarifa”.

La convocatoria es para el día 29 de enero de 2024 a las 8:30 horas, su visualización y participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada en la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre.

El Interventor del ENRE, en el ejercicio de su cargo, tiene las facultades de gobierno y administración establecidas por la Ley (marco regulatorio) 24.065 y las asignadas en el decreto 55/2023, que declaró hasta el 31 de diciembre de 2024 la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal.

Dicho decreto instruyó a realizar el proceso de revisión tarifaria integral y estableció que hasta tanto culmine dicho proceso podrán aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio de energía eléctrica.

Las empresas convocadas a participar son : COMPAÑÍA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN TRANSENER (TRANSENER S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES (TRANSBA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE LA PATAGONIA (TRANSPA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL COMAHUE (TRANSCO S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL NORESTE ARGENTINO (TRANSNEA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DEL NOROESTE ARGENTINO (TRANSNOA S.A.), EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL DE CUYO (DISTROCUYO S.A.) y ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN (EPEN).

El procedimiento se regirá por el Reglamento de Audiencias Públicas aprobado por Decreto 1172/2003 adoptado por Resolución del ENRE 30/2004. La Audiencia Pública será presidida por el Interventor del ENRE, Darío ARRUÉ y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por Pablo LEONI y Víctor AGÜERO pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo.

Podrá participar en la Audiencia Pública toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería mediante el instrumento legal correspondiente -debidamente certificado-, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre. A tales fines deberán inscribirse vía Web en el correspondiente Registro de Participantes.

La resolución habilita, “a partir de las CERO HORAS del día 8 de enero de 2024 y hasta las 23:59 h del día 24 de enero de 2023, el Registro de Participantes” al que se podrá acceder a través de la página web https://www.argentina.gob.ar/enre.

Quien solicite participar como expositor en la Audiencia Pública deberá manifestarlo en el Formulario de Inscripción, realizando un resumen que refleje el contenido de la exposición; pudiendo adjuntar, en archivo PDF, un informe de la exposición a realizar.

En la Audiencia Pública, las personas físicas que se hayan inscripto como participantes tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de CINCO MINUTOS (5 min) y los representantes de las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas que se hayan inscripto como participantes, tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de DIEZ MINUTOS (10 min).

El informe de cierre conteniendo la descripción sumaria de las intervenciones e incidencias de la Audiencia Pública, sin apreciación alguna sobre su contenido, se publicará en el Boletín Oficial de la República Argentina y en la página web del ENRE (www.argentina.gob.ar/enre) en el plazo de 10 días, contados desde la finalización de la Audiencia Pública, que no tiene carácter resolutivo.

El artículo 16 de la Resolución comunica la realización de la Audiencia pública a la Secretaría de Energía, a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), a las asociaciones de usuarios registradas en el Registro Nacional de Asociaciones de Consumidores (RNAC) de la Subsecretaría de Defensa del Consumidor , a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA), a la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica (AGUEERA), a la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA) y a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos (ADERE), a la Defensoría del Pueblo de la Nación y a la Dirección Nacional de Defensa del Consumidor.

Asimismo, la Resolución invita a participar de la Audiencia a los intendentes de los municipios pertenecientes al área de concesión, así como también las defensorías del pueblo de la Provincia de Buenos Aires y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a Audiencia Pública para el 26 de enero, y se realizará de manera virtual, con el objeto de poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto a las propuestas de las concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica, EDENOR S.A. y EDESUR S.A., tendientes a obtener una adecuación transitoria en la tarifa.

Convocada a través de la resolución 2/2024, la Audiencia Pública se celebrará el día antes indicado a las 08:30 h, su visualización y participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se trasmitirá en simultáneo a través de una plataforma de streaming, la que será informada en la página web: https://www.argentina.gob.ar/enre.

En los considerandos de la R-4 el ENRE refiere que el PEN, mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 55/2023, declaró hasta el 31 de diciembre de 2024 la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal.

También se puntualiza que el mencionado decreto determinó el inicio de la revisión tarifaria conforme al artículo 43 de la Ley 24.065 correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y estableció que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la RTI no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024.

Además, mediante el artículo 6 se estableció que el Interventor del ENRE, en el ejercicio de su cargo, tendría las facultades de gobierno y administración establecidas por la Ley 24.065, entre las cuales incluyó, en su inciso b), la de realizar el proceso de revisión tarifaria señalada y estableció que hasta tanto culmine dicho proceso podrán aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio de energía eléctrica.

El gobierno nacional impulsará una nueva reducción de los subsidios del Estado a las tarifas de este servicio, que se aplicaría a partir de febrero próximo.

El procedimiento se regirá por el Reglamento de Audiencias Públicas aprobado por Decreto 1172 de diciembre de 2003, adoptado por Resolución del ENRE 30/2004, y según las instrucciones contenidas en el sitio web antes indicado.

La Audiencia Pública será presidida por el Interventor del ENRE, Darío Oscar ARRUÉ y, en forma conjunta y/o alternada y/o sucesiva por María Cristina TONNELIER y Marcelo Ángel BIACH pudiendo designar funcionarios competentes en su reemplazo, quienes serán asistidos por el Jefe de la Asesoría Jurídica Sergio Enrique BERGOGLIO y/o su alterna Liliana Beatriz GORZELANY y/o quienes ellos designen en su reemplazo.

Podrá participar en la Audiencia Pública toda persona física o jurídica, pública o privada que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el Procedimiento de Audiencia Pública aprobado por Decreto 1172/2003, adoptado por Resolución ENRE 30/2004.

La resolución convocante a la Audiencia Pública señala que EDENOR S.A. y EDESUR S.A. deberán presentar su propuesta de adecuación tarifaria, teniendo en cuenta los indicadores de calidad de servicio determinados en el Subanexo 4 de las Resoluciones ENRE 63 y 64 ambas de fecha 31 de enero de 2017, sus modificatorias Resoluciones ENRE 524 y 525 ambas de fecha 25 de octubre de 2017, y en la Resolución ENRE 65 de fecha 25 de febrero de 2022, detallando, asimismo, el plan de inversiones a realizar durante el año 2024.

Las propuestas deberán ser presentadas en el plazo de CINCO (5) días corridos de notificada la resolución 2/2024.

El artículo 16 de la norma oficializada instruye sobre la convocatoria a la Audiencia a la Secretaría de Energía, a la CAMMESA, a las asociaciones de usuarios registradas en el Registro Nacional de Asociaciones de Consumidores (RNAC) de la Subsecretaría de Defensa del Consumidor, a la Comisión de Usuarios Residenciales (CUR), a la ADEERA), a la AGUEERA), a la AGEERA) y a la Asociación de entes reguladores eléctricos ADERE, a la Defensoría del Pueblo de la Nación, y a la Dirección Nacional de Defensa del Consumidor.

También se invita a participar a los intendentes de los municipios pertenecientes al área de concesión, así como también las defensorías del pueblo de la Provincia de Buenos Aires y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería mediante el instrumento legal correspondiente -debidamente certificado-, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre.

A tales fines deberán inscribirse vía web en el correspondiente Registro de Participantes. Completados los requisitos y validados por el organismo se remitirá la constancia de inscripción al correo electrónico declarado.

El artículo 8 de la resolución que convoca a la Audiencia determinó habilitar, a partir de las CERO HORAS (00:00 h) del 8 de enero y hasta las 23:59 h del día 23 de enero de 2024, el Registro de Participantes al que se podrá acceder a través de la página web https://www.argentina.gob.ar/enre. Deberán aportar un resumen del informe de la presentación que realizarán.

En la Audiencia Pública, las personas físicas que se hayan inscripto como participantes tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de cinco minuos (5 min) y los representantes de las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas que se hayan inscripto como participantes, tendrán derecho a UNA (1) intervención oral de diez minutos.

El informe de cierre conteniendo la descripción sumaria de las intervenciones e incidencias de la Audiencia Pública, sin apreciación alguna sobre su contenido, se publicará en el Boletín Oficial de la República Argentina y en la página web del ENRE (www.argentina.gob.ar/enre) en el plazo de 10 días, contados desde la finalización de la Audiencia Pública.

El Centro Azucarero Argentino (CAA) advirtió que hay dos iniciativas en el proyecto de ley que el Poder Ejecutivo puso a consideración del Congreso que ponen en riesgo de subsistencia a la principal actividad productiva del Noroeste Argentino. 

“Creemos que la derogación de la ley 25.715 es un grave error, porque ella no significa una protección del azúcar sino una preservación de la producción y del mercado interno frente a fluctuaciones severas de los precios en el mercado mundial, donde representamos menos del 1% y no tenemos ninguna incidencia. El mercado internacional del azúcar es uno de los más regulados del mundo, por los subsidios, el dumping y restricciones de todo tipo de algunos países, que perjudican a los productores no subsidiados, como los argentinos, que es precisamente lo que neutraliza la ley 25.715”, comunicó la entidad empresaria. 

Y agrega que “El CAA exhorta a los diputados y senadores nacionales a no aprobar el artículo 59 del citado proyecto y evitar así lo que será un golpe irreversible para una cadena de valor integrada por 19 ingenios, 16 destilerías de alcohol y 6.000 productores cañeros independientes, que emplean en forma directa a 57.355 trabajadores, y una vasta red de proveedores, fraccionadores y distribuidores”.

“Igualmente grave es la modificación que se impulsa de la Ley de Biocombustibles 27.640 (arts. 307 a 315), que rompe un régimen que tiene previsto, por ley, vigencia hasta el año 2030, es decir, se afrenta la seguridad jurídica con que se realizaron inversiones y se desarrolla la producción de Bioetanol de caña de azúcar, puntal decisivo del sostenimiento económico de la actividad azucarera”, señalaron. 

Entre los cambios que impulsa el proyecto, se destaca la libre importación de bioetanol para su mezcla con naftas, la habilitación a las petroleras para producirlo y autoabastecerse o comprarlo a precio libre -a pesar de la posición dominante de tres empresas que compran el 95% del bioetanol a 20 elaboradoras-, elimina la participación equilibrada en el abastecimiento por parte de las elaboradoras de bioetanol y hasta faculta a la autoridad a reducir el porcentaje de mezcla del 12% con una simple decisión administrativa.

“Consideramos que el proyecto puede ser mejorado, orientado a una Convergencia Técnica con el Mercosur, se mantengan las condiciones actuales para la mezcla del 12% con bioetanol de producción nacional y se contemple su incremento a un rango de entre 18% y 27% con mecanismos de competencia abierta. Para ello, haremos las contribuciones necesarias para que los diputados y senadores nacionales introduzcan cambios al proyecto de ley y se evite destruir un sistema de combustibles limpios que tantas inversiones significaron y tantos beneficios aportan para el agregado de valor a la producción regional, el medio ambiente y el entramado socioeconómico del Noroeste Argentino”, señalaron. 

Las petroleras YPF, Raízen (Shell), y Axion, las mas importantes operadoras en el mercado local de combustibles, ajustaron al alza los precios de las naftas y gasoils que comercializan en las estaciones de servicio de sus marcas en un promedio país de 26 % desde el miércoles 3 de enero.

Este porcentaje de actualización vino a sumarse al 37 % aplicado el miercoles 13 de diciembre, y al 15 % (Shell y Axion) y 20 % (YPF) promedio que ajustaron el viernes 8 de diciembre, en una recomposición cuya dinámica depende de las empresas del sector, en un contexto de fuerte devaluación del peso en relación al dólar, superior al 110 por ciento, y en el cual el gobierno nacional ha ratificado que no intervendrá en el mercado.

Con los nuevos precios el litro de combustible anota un incremento promedio que supera el 80 por ciento en el último mes. Y cabe referir que en la segunda quincena de noviembre los precios de estos combustibles se habían ajustado 10 % promedio en el marco del inicio de la recomposición post elecciones.

Incide además en estos ajustes la actualización periódica de los precios de los biocombustibles que las petroleras deben comprar para su mezcla proporcional obligatoria con los hidrocarburos.

Con esta consideración los nuevos precios de referencia por marcas en bocas de expendio ubicadas dentro de la Ciudad de Buenos Aires son: Para YPF, $ 699 para el litro de Nafta Súper; $ 862 para la Infina Nafta; $ 736 para el Diesel 500 y $ 938 para el Infinia Diesel.
En el caso de los combustibles Shell, en CABA la Nafta Súper pasó a costar $ 762; la VP Nafta $ 916; el Diesel Evolux $ 891, y el VP Diesel $1.010 el litro.

Por su parte, en estaciones de servicio con la marca Axion de CABA el litro de Nafta Súper pasó a costar $ 761; la Quantium Nafta $ 915; y el Diesel Quantium 1.010 pesos.

Cabe referir que los precios de estos combustibles registran una importante variación al alza en importantes localidades y ciudades del resto del país por razones de mercado.
A manera de ejemplo cabe referir que, en estaciones de servicio Shell ubicadas en la denominada “costa balnearia bonaerense” el litro de Nafta Súper cuesta $ 862; el Diesel Evolux $ 895; El VP Diesel y el VP Nafta cuestan $ 1.040 el litro.

En E.S de la marca YPF la Nafta Súper cuesta $ 845 el litro; la Nafta Infinia $ 1.025; el Diesel 500 $ 849, y el Infinia Diesel $ 999 el litro.

Resta saber que criterio aplicará el gobierno respecto de la vigencia o la eliminación del denominado Barril Criollo que las refinadoras vienen pagando a un precio diferencial menor (56 dólares) respecto de la cotización internacional del crudo (70/75 dólares).

También, respecto de la actualización de impuestos específicos (ICL-CO2) que gravan a estos combustibles y que el gobierno anterior no venía aplicando procurando aletargar la inflación. .

Acerca de la producción de Bioetanol, y ante el proyecto de modificación de la ley de biocombustibles, El Centro Azucarero Argentino y la Cámara de Bioetanol de Maíz propusieron a la Secretaría de Energía un plan de desarrollo alineado con las políticas de descarbonización del transporte, introduciendo mecanismos de competencia y de libre mercado.

“Creemos que, en lo relacionado a Bioetanol, el Proyecto de Ley del Ejecutivo presenta numerosos inconvenientes por lo que queremos abrir el debate con ejes que incluyan más valor agregado federal, más sustentabilidad, y más desarrollo en un marco de mayor competencia y desregulación de la actividad”, dijeron las entidades en un comunicado.

Las cámaras señalaron asimismo que “es igualmente importante respetar todas las condiciones actuales de producción y comercialización para aquellos que invirtieron bajo el actual régimen, garantizando la plena seguridad jurídica de las empresas, una condición sine qua non para el desarrollo de cualquier país”.

“Es con este espíritu constructivo que realizaremos todas las contribuciones necesarias para que las revisiones que se realicen al proyecto de ley de bioetanol redunden en progresos ciertos para la producción, el medio ambiente y el entramado socioeconómico de la Argentina”, agregaron.

El proyecto del sector privado propone una Convergencia Técnica con el Mercosur, llevando el contenido mandatorio de bioetanol de producción nacional a un rango de entre 18 % y 27 %, con mecanismos de competencia abierta, tanto en volumen como en precio, y habilitar un mercado libre de bioetanol para cortes superiores al 27 %.

Las veinte plantas elaboradoras de bioetanol de caña de azúcar y de maíz, radicadas en siete provincias argentinas, son el resultado de más de 1.000 millones de dólares de inversión en el marco de normas que estimularon el uso de bioetanol para contribuir eficazmente a una reducción emisiones en el transporte vehicular, agregar valor a las materias primas y avanzar en una mayor soberanía energética, afirmaron Jorge Feijoo Presidente del Centro Azucarero Argentino, y Patrick Adam, Director Ejecutivo de la Cámara de Bioetanol de Maiz.

La Conferencia de las Partes 28 (“COP28”) sobre Cambio Climático reunida recientemente en Dubai (EAU) logró un acuerdo que propone la sustitución progresiva de combustibles fósiles y su sustitución por energías renovables, como así también la “limpieza” del petróleo, el gas y el carbón de su impacto climático, mediante la captura y secuestro de carbono.

La Conferencia de las Partes 28 (“COP28”) sobre Cambio Climático reunida recientemente en Dubai (EAU) logró un acuerdo que propone la sustitución progresiva de combustibles fósiles y su sustitución por energías renovables, como así también la “limpieza” del petróleo, el gas y el carbón de su impacto climático, mediante la captura y secuestro de carbono.

Aspectos legeles

Nos referimos a Proyectos Forestales como aquéllos en los cuales una empresa (el “Desarrollador”) desarrolla un Proyecto Forestal, por lo general por medio de un Gerente Forestal, con el objeto de generar créditos de carbono (los “Créditos de CO2”) para sí mismo o para transferirlos o comercializarlos, localmente o en el exterior, en el marco de las disposiciones del Artículo 6 del Acuerdo de París de las Naciones Unidas (el “Acuerdo de París”). Puesto que la Argentina es un país federal, los Proyectos Forestales están sujetos a jurisdicción nacional, provincial y, en menor medida, municipal, como se menciona más adelante.

1.1. Adquisición de tierras

Se deben considerar tres cuestiones respecto de la adquisición de tierras, a saber: el Título Legítimo, las Limitaciones para Extranjeros y las Zonas de Seguridad y Restricciones de Frontera.

(a) Título Legítimo

Un Proyecto Forestal requiere que el Desarrollador adquiera el Título Legítimo que le permita disponer libremente, a perpetuidad o por el plazo del Proyecto Forestal, de grandes porciones de terreno.

El Desarrollador deberá tener facultades legales para disponer las masas forestales y sus productos, incluido el CO2 capturado, con la posibilidad de usar tales beneficios para sí o cederlos a terceros por una contraprestación onerosa hasta la finalización del Proyecto Forestal. Dicho esto, como ciertas características de los Títulos Legítimos pueden tener implicancias regulatorias o tributarias diferentes en cada Provincia, la elección del Título Legítimo puede depender de la Provincia en donde se va a desarrollar el Proyecto Forestal, así como también de los criterios de las agencias de control público, escribanos y asesores involucrados.

(b) Limitación para Extranjeros

La adquisición de tierras por parte de personas físicas o empresas extranjeras está limitada por la Ley Nacional 26737. Además de la mencionada ley, cada provincia puede tener regulaciones similares, tales como la Provincia de Corrientes que cuenta con una regulación constitucional y su propia ley sobre la materia. Dicho esto, señalamos que el DNU 70/23 dictado por el presidente Milei (B.O. 20/12/23) persigue la derogación de la Ley 26737, por lo cual esta limitación podría quedar sin efecto.

(c) Zonas de Seguridad y Restricciones de Frontera

La adquisición de tierras por parte personas físicas y jurídicas en las denominadas Zonas de Seguridad de Frontera está restringida por el Decreto Nacional 15385/44, y sus modificatorias.

Si bien la restricción puede parecer estricta, la reglamentación tiende a permitir las inversiones extranjeras que den lugar a los proyectos productivos, como se muestra en la adquisición de propiedades mineras por parte de empresas extranjeras en la Zona de Seguridad con la República de Chile.

1.2. Presentación, aprobación y plantación forestal

(a) Marco Regulatorio Provincial

Una vez que el Desarrollador ha adquirido el Título Legítimo respecto de las tierras, tiene derecho a desarrollar el Proyecto Forestal en el marco de la jurisdicción provincial y sujeto a la revisión técnica y económica de la Autoridad Forestal en carácter de autoridad de aplicación de la Ley Forestal provincial. Puesto que el propósito en última instancia del Proyecto Forestal es la certificación de Créditos de CO2, el Proyecto Forestal que aprobará la Provincia debería estar fundamentado en los estándares de la entidad certificadora internacional elegida (Verra, Gold Standard, u otra, la “Entidad Certificadora”), sujeto a los cuales se desarrollará el Proyecto Forestal y se certificarán los Créditos de CO2.

(b) Regulaciones forestales nacionales

Además de las reglamentaciones forestales provinciales, existen reglamentaciones forestales nacionales e incentivos fiscales establecidos en las Leyes Nacionales 25080 y 27487, en el ámbito del Ministerio de Agricultura y Ganadería de la Nación, así como también las regulaciones sobre Estándares Mínimos de Protección de Bosques Nativos, en el marco de la jurisdicción de Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación (“MADS”) en virtud de lo dispuesto en la Ley 26331, a los cuales el Proyecto Forestal puede estar sujeto.

1.3. Gestión forestal

Una vez que el bosque esté plantado, las operaciones forestales a cargo del Desarrollador a través del Gerente Forestal permanecerán bajo la jurisdicción de la Autoridad Forestal provincial durante la vigencia del Proyecto Forestal.
Esta fase del proyecto debe garantizar la protección del bosque, específicamente contra incendios, para permitir la captura de CO2 y los mecanismos de monitoreo, revisión y verificación (los “MRV”) a los fines de los dispuesto en el Artículo 6 del Acuerdo de París, y finalmente permitir la certificación de Créditos de CO2. La gestión puede incluir la cosecha estacional de madera u otros usos forestales (resina, tanino y otros), si el Proyecto Forestal así lo establece.

Al finalizar la vida del Proyecto Forestal, el Desarrollador a través del Gerente Forestal tomará todas las medidas en él establecidas para el cierre de operaciones bajo la supervisión de la Autoridad Forestal. El destino de la tierra será el establecido en el Título Legítimo y en los acuerdos del Proyecto Forestal, que pueden incluir el uso posterior por parte del Desarrollador, su preservación como bosque natural protegido, su donación a una ONG, entre otros, con miras al mejor interés del Desarrollador y su política de sustentabilidad.

En tal sentido, aunque el Cambio Climático y los “mecanismos de mitigación transferidos internacionalmente” sean cuestiones relacionadas con tratados internacionales y, por lo tanto, de competencia federal y no provincial, las provincias argentinas, en su calidad de titulares del dominio originario de sus recursos naturales, aún tienen poderes jurisdiccionales para regular, gravar y juzgar cuestiones locales.
Las transacciones comerciales relacionadas con Créditos de CO2 podrían estar localmente sujetas al impuesto a los Ingresos Brutos y al Impuesto de Sellos, los principales impuestos provinciales aplicables.

1.4. Certificación y transferencia de Créditos de CO2

Mediante la ejecución del Proyecto Forestal, el Desarrollador deberá certificar los Créditos de CO2 a través de la Entidad Certificadora internacional en cuyos estándares se basó el Proyecto Forestal. Dichos Créditos de CO2 pertenecerán, inicialmente, al propietario del bosque como un producto forestal, y la posterior transferencia de los Créditos de CO2 a un tercero, localmente o en el extranjero, implicará, desde un punto de vista legal y fiscal, una transferencia de propiedad de un bien o servicio intangible, sujeta a la legislación, regulaciones e impuestos argentinos aplicables.
Aunque la Constitución Nacional y la legislación federal establecen el contenido de las jurisdicciones nacional y provincial, la Nación y las Provincias, al igual que ocurre con otros países federales en América Latina, aún no han acordado la extensión de sus respectivos poderes legislativos sobre los Créditos de CO2, los cuales permanecen sin regular.

La Nación tiene amplios poderes legislativos y administrativos sobre los Créditos de CO2 basados en su jurisdicción sobre tratados internacionales, estándares ambientales mínimos, comercio internacional e interprovincial, aduanas, divisas, impuestos nacionales, y el derecho civil y comercial. Se esperaría que, en el corto plazo, la Nación implemente el Artículo 6 del Acuerdo de París a través de leyes federales, sujetas a la autoridad del MADS como autoridad de aplicación.

Las Provincias tienen poderes legislativos y administrativos limitados sobre los Créditos de CO2, los cuales deben ser congruentes con la legislación federal. Sin embargo, algunas Provincias están promulgando legislación relacionada con la emisión, registro y transferencia de Créditos de CO2, no siempre coherente con sus limitaciones constitucionales.

Hasta ahora, el Gobierno Nacional ha limitado su autoridad a la creación del Registro de Proyectos de Mitigación del Cambio Climático destinado a determinar las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC), cuya inscripción aún es voluntaria. El Gobierno Nacional de ninguna manera ha limitado la emisión, certificación y transferencia, local o internacional, de Créditos de CO2.

En cuanto al futuro, el último borrador de la Estrategia Nacional para Mercados de Carbono, preparado por el MADS en cumplimiento de las disposiciones del Artículo 6 del Acuerdo de París propone “fomentar un marco regulatorio nacional para armonizar los marcos subnacionales para el uso de los mercados de carbono” y “promover mercados de carbono subnacionales”.

Como conclusión de lo anterior, el régimen legal y regulatorio argentino sobre los Créditos de CO2 y su transferencia aún requiere de precisiones, y dependerá de las leyes y regulaciones que adopte el Gobierno Nacional para implementar las disposiciones del Artículo 6 del Acuerdo de París, además de las disposiciones adecuadas que las Provincias deban promulgar en relación con su competencia local.

* Martelli Abogados

La Secretaría de Energía fijó nuevos precios mínimos para los biocombustibles de mezcla obligatoria con naftas y gasoils en el mercado local.

A través de la Resolución 3/2023 Energía fijó en $ 923.590 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640, para las operaciones llevadas a cabo desde el 28 de diciembre (fecha de oficialización), y hasta que un nuevo precio lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, señala la resolución firmada por Eduardo Rodriguez Chirillo.

Asimismo, y a través de la Resolución 4/2023, Energía fijó en $ 465,84 por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley de Biocombustibles 27.640, el cual rige para las operaciones llevadas a cabo a partir del jueves 28/12 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En el mismo orden, la resolución 4 de la S.E. fijó en $ 463,91 por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, y también rije para las operaciones desde el 28/12 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, indica la R-4.

Estas actualizaciones periódicas en los precios de los biocombustibles que adquieren las petroleras refinadoras y comercializadoras inciden en los precios finales de las naftas y gasoils al público consumidor y se suma a los nuevos precios de estos hidrocarburos en el surtidor.

El denominado “Proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, constituye una ley ómnibus para la reforma del Estado con múltiples ingredientes. Fue ingresado al Congreso de la Nación por el gobierno de Javier Milei para su consideración y tratamiento legislativo en extraordinarias y contiene entre otros principales aspectos el referido a cambios en el sector de la energía.

DESCRIPCION

Se propician reformas sobre la legislación vigente, cuyos vectores generales consisten en:
(i) una visión integrada e internacional del sector energético, conforme los recursos naturales existentes y por desarrollar de la República Argentina; y
(ii) la aplicación del principio de subsidiariedad, propiciando la participación de los privados en el sector.
En particular, se propician cambios normativos para promover:
(i) el libre comercio internacional de gas natural, gas natural licuado, gas licuado propano y butano, petróleo y sus derivados;
(ii) que terceros no productores puedan desarrollar el procesamiento de gas, la extracción de líquidos del gas natural, la licuefacción del gas natural, el transporte de gas, petróleo, sus derivados y combustibles líquidos en general; el almacenamiento de gas, gas natural licuado, petróleo, sus derivados y combustibles líquidos en general;
(iii) la profundización de la libre comercialización, competencia y ampliación de los mercados de energía eléctrica, hidrocarburos (gas y petróleo) y los biocombustibles en todas sus formas (presentes y futuras); y
(iv) un marco jurídico para el desarrollo de infraestructura por el sector privado en las áreas de hidrocarburos y transporte de energía eléctrica.

Simultáneamente, se proyecta una revisión de las estructuras administrativas –centralizadas y descentralizadas- del sector energético, modernizándolas y profesionalizándolas, para un cumplimiento eficaz y eficiente de las funciones asignadas, especialmente en las tareas de fiscalización y control de los servicios públicos en materia energética.

En dicho marco, la procedencia y destino de los fondos fiduciarios energéticos, inclusive los destinados a subsidios específicos, no escapan a los cambios legislativos incorporados.

La vinculación de la energía y el medio ambiente es tratada también en la norma propuesta, y se aspira a efectivizar en forma conjunta con las jurisdicciones locales la legislación ambiental uniforme, con el objetivo prioritario de aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.

Por lo demás, en materia energética se prevé una agenda integral en el marco del Acuerdo de París a los efectos de cumplir con los objetivos de emisiones netas absolutas de Gases Efectos Invernadero (GEI), con la creación de un mercado de derechos de emisión de GEI, con amplia y decisiva participación de las empresas privadas, el sector público y de otros organismos para el efectivo logro de las metas fijadas; y en el acceso al financiamiento climático.

. El Artículo 204 del proyecto de ley señala: Manténgase la vigencia de los derechos de exportación actualmente vigentes, para los hidrocarburos y la minería. El Poder Ejecutivo Nacional identificará las posiciones arancelarias de la Nomenclatura Común del Mercosur comprendidas en el presente artículo.

CAPÍTULO IX – ENERGÍA

.Sección I – De la Ley 17.319, de Hidrocarburos (Su reformulación) :

.ARTÍCULO 254.- Sustitúyese el artículo 2° de la Ley 17.319 de Hidrocarburos por el siguiente:
“ARTÍCULO 2o.- Las actividades relativas a la explotación, procesamiento, transporte industrialización y comercialización de los hidrocarburos estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas, conforme a las disposiciones de esta ley y las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo nacional”.

. ARTÍCULO 255.- Sustitúyese el artículo 3° de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 3o.- El Poder Ejecutivo nacional fijará la política nacional con respecto a las actividades mencionadas en el artículo 2o, teniendo como objetivos principales maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país”.

.ARTÍCULO 256.- Sustitúyese el artículo 4° de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 4o.- El Poder Ejecutivo nacional podrá otorgar permisos de exploración y concesiones temporales de explotación, y autorizaciones de procesamiento y transporte de hidrocarburos, con los requisitos y en las condiciones que determina esta ley”.

.ARTÍCULO 257.- Sustitúyese el artículo 5° de la Ley 17.319 de Hidrocarburos por el siguiente:
“ARTÍCULO 5o.- Los titulares de permisos, concesiones y autorizaciones, sin perjuicio de cumplir con las demás disposiciones vigentes, constituirán domicilio en la República y deberán poseer la solvencia financiera y la capacidad técnica adecuadas para ejecutar las tareas inherentes al derecho otorgado. Asimismo, serán de su exclusiva cuenta los riesgos propios de la actividad minera”.

. ARTÍCULO 258.- Sustitúyese el artículo 6° de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 6o.- Los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, conforme la reglamentación que dicte la Autoridad de Aplicación.

El Poder Ejecutivo no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno en cualquiera de las etapas de producción. En el caso de empresas estatales estas podrán vender únicamente a precios que reflejen el equilibrio competitivo de la industria, esto es a las correspondientes paridades de exportación o importación según corresponda.

Los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo, quien establecerá las condiciones para su efectiva entrada en vigencia”.

. ARTÍCULO 259.- Sustitúyese el artículo 7° de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 7o.- El comercio internacional de hidrocarburos será libre. El Poder Ejecutivo establecerá el régimen de importación de los hidrocarburos y sus derivados asegurando el cumplimiento del objetivo enunciado por el artículo 3o y lo establecido en el artículo 6″.

. ARTÍCULO 260.- Sustitúyese el artículo 12 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 12.- El Estado nacional reconoce en beneficio de las provincias dentro de cuyos límites se explotaren yacimientos de hidrocarburos por empresas estatales, privadas o mixtas una participación en el producido de dicha actividad pagadera en efectivo y equivalente al monto total que el Estado nacional perciba con arreglo a los artículos 59, 61, y 93”.

. ARTÍCULO 261.- Sustitúyese el artículo 14 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 14.- Cualquier persona civilmente capaz puede hacer reconocimientos superficiales en busca de hidrocarburos en el territorio de la República incluyendo su plataforma continental, con excepción de las zonas cubiertas por permisos de exploración o concesiones de explotación, y de aquellas en las que el Poder Ejecutivo prohíba expresamente tal actividad”.

El reconocimiento superficial no genera derecho alguno con respecto a las actividades referidas en el artículo 2o ni el de repetición contra el Estado nacional de sumas invertidas en dicho reconocimiento.

Los interesados en realizarlos deberán contar con la autorización previa del propietario superficiario y responderán por cualquier daño que le ocasionen”.

. ARTÍCULO 262.- Sustitúyese el artículo 19 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 19.- El permiso de exploración autoriza la realización de los trabajos con las limitaciones establecidas por el Código de Minería en sus artículos 32 y siguientes en cuanto a los lugares en que tales labores se realicen.
El permiso autoriza asimismo a construir y emplear las vías de transporte y comunicación y los edificios o instalaciones que se requieran, todo ello con arreglo a lo establecido en el Título III y las demás disposiciones que sean aplicables”.

. ARTÍCULO 263.- Sustitúyese el artículo 21 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 21. — El permisionario que descubriere hidrocarburos deberá efectuar dentro de los TREINTA (30) días, bajo apercibimiento de incurrir en las sanciones establecidas en el título VII, la correspondiente denuncia ante la autoridad de aplicación. Podrá disponer de los productos que extraiga en el curso de los trabajos exploratorios, pero mientras no dé cumplimiento a lo exigido en el artículo 22 no estará facultado para proceder a la explotación del yacimiento.
Los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración estarán sometidos al pago de la regalía comprometida en el proceso de adjudicación, con la excepción prevista en el artículo 63”.

. ARTÍCULO 264.- Sustitúyese el artículo 27 bis de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 27 bis.- Entiéndese por Explotación No Convencional de Hidrocarburos la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.

El concesionario de explotación, dentro del área de concesión, podrá requerir la subdivisión del área y reconvertirla de convencional a no convencional. Tal solicitud deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto que, de conformidad con criterios técnico-económicos aceptables, tenga por objeto la explotación comercial del yacimiento descubierto.

La Autoridad de Aplicación nacional o provincial, según corresponda, decidirá en el plazo de SESENTA (60) días y su vigencia se computará en la forma que establece el artículo 35. Los plazos de la concesión se adecuarán al nuevo régimen pero manteniendo la fecha de inicio de las mismas.

Queda establecido que la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos deberá tener como objetivo principal la Explotación No Convencional de Hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 30 y concordantes de la presente ley.

Los titulares de una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. Tal solicitud deberá estar fundada en el desarrollo del plan piloto previsto en el párrafo precedente y aplicará a la zona unificada pagos al Estado que correspondan al área que los prevea en mayor cantidad y el plazo de la concesión que sea menor.

La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no afectada a la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones existentes al momento de su concesión, debiendo la Autoridad Concedente readecuar el título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión”.

. ARTÍCULO 265.- Sustitúyese el artículo 28° de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 28.- El titular de una concesión de explotación podrá obtener una autorización de transporte y/o procesamiento de sus hidrocarburos, sujeta a lo determinado en la Sección 4 del presente Título”.

. ARTÍCULO 266.- Sustitúyese el artículo 29 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 29.- Las concesiones de explotación serán otorgadas, según corresponda, por el Poder Ejecutivo nacional o provincial a las personas que ejerciten el derecho acordado por el artículo 17 cumpliendo las formalidades consignadas en el artículo 22.

El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, podrá además otorgar concesiones de explotación sobre zonas probadas cuyas concesiones hayan vencido, o las que por cualquier motivo hayan quedado sin concesionario, a quienes reúnan los requisitos y observen los procedimientos especificados por la Sección 5 del presente Título. Para ello deberán seguir los lineamientos establecidos en la presente ley.
Esta modalidad de concesión no implica en modo alguno garantizar la existencia en tales áreas de hidrocarburos comercialmente explotables.El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, asimismo otorgará Concesiones de Explotación No Convencionales de Hidrocarburos de acuerdo a los requisitos dispuestos por los artículos 27 y 27 bis”.

. ARTÍCULO 267.- Sustitúyese el artículo 31 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 31. – Todo concesionario de explotación está obligado a efectuar, dentro de plazos razonables, las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la concesión, con arreglo a las más racionales y eficientes técnicas y en correspondencia con la característica y magnitud de las reservas comprobadas”.

. ARTÍCULO 268.- Sustitúyese el artículo 35 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 35.- De acuerdo a la siguiente clasificación las concesiones de explotación tendrán las vigencias establecidas a continuación, las cuales se contarán desde la fecha de la resolución que las otorgue, con más los adicionales que resulten de la aplicación del artículo 23:
a) Concesión de explotación convencional de hidrocarburos: VEINTICINCO (25) años.
b) Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos: TREINTA Y CINCO (35) años.
c) Concesión de Explotación con la plataforma continental y en el mar territorial: TREINTA (30) años.
En nuevas concesiones la Autoridad de Aplicación solo podrá determinar otros plazos de manera fundada y motivada que justifique el apartamiento de los plazos establecidos en los incisos a), b) y c) del presente artículo.”

. ARTÍCULO 269.- Sustitúyese la denominación de la Sección 4a de la Ley 17.319 de Hidrocarburos por la siguiente:
“SECCION 4a. Autorizaciones de transporte y/o procesamiento”.

. ARTÍCULO 270.- Sustituyase el artículo 39 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 39.- Las autorizaciones de transporte y/o procesamiento confiere, el derecho de procesar y/o trasladar hidrocarburos y sus derivados por medios que requieran instalaciones permanentes, pudiéndose construir y operar a tal efecto plantas de acondicionamiento, plantas de separación de hidrocarburos, oleoductos, gasoductos, poliductos, plantas de almacenaje y de bombeo o compresión; plantas de licuefacción de gas natural, obras portuarias, viales y férreas; infraestructuras de aeronavegación y demás instalaciones y accesorios necesarios para el buen funcionamiento del sistema con sujeción a la legislación general y normas técnicas vigentes”.

. ARTÍCULO 271.- Sustitúyese el artículo 40 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 40.- Las autorizaciones de transporte y/o procesamiento serán otorgadas por el Poder Ejecutivo a las personas que reúnan los requisitos y observen los procedimientos que la sección 5a especifica. La Autoridad de Aplicación llevará un Registro de los autorizados para transportar y/o procesar hidrocarburos.
Los concesionarios de explotación que, ejercitando el derecho conferido por el artículo 28, dispongan la construcción de obras permanentes para el transporte de hidrocarburos que excedan los límites de alguno de los lotes concedidos, estarán obligados a obtener una autorización de transporte, ajustándose a las condiciones y requisitos respectivos, cuya observancia verificará la autoridad de aplicación. Cuando las aludidas instalaciones permanentes no rebasen los límites de alguno de los lotes de la concesión, dicha autorización será facultativa y será otorgada en las mismas condiciones que la concesión de explotación”.

. ARTÍCULO 272.- Sustitúyese el artículo 42 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 42.- Las concesiones de transporte y/o procesamiento de ninguna manera significan un derecho de exclusividad para quien realiza la actividad”.

. ARTÍCULO 273.- Sustitúyese el artículo 43 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 43.- Mientras las instalaciones tengan capacidad vacante y no existan razones técnicas que lo impidan, los autorizados estarán obligados a transportar y/o procesar los hidrocarburos de terceros sin discriminación de personas y al mismo precio para todos en igualdad de circunstancias, pero esta obligación quedará subordinada, sin embargo, a la satisfacción de las necesidades del propio autorizado. Si una persona es titular de capacidad de transporte y/o procesamiento, pero no la usare, la misma debe ser puesta a disposición de terceros para su utilización.
Los autorizados a transportar y/o procesar hidrocarburos no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado.
La autoridad de aplicación establecerá normas de coordinación y complementación de los sistemas de transporte y/o procesamiento”.

. ARTÍCULO 274.- Sustitúyese el artículo 44 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 44.- En todo cuanto no exista previsión expresa en esta ley y su reglamentación, o en los actos de utorización, con relación a transporte de hidrocarburos fluidos por cuenta de terceros, serán de aplicación las nrmas que rijan los transportes”.

. ARTÍCULO 275.- Sustitúyese el artículo 45 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 45.- Sin perjuicio de lo dispuesto por los artículos 17, 22 y 27bis, los permisos de exploración y las concesiones de explotación regulados por esta ley serán adjudicados mediante licitaciones en las cuales podrá presentar ofertas cualquier persona que reúna las condiciones establecidas en el artículo 5° y cumpla los requisitos exigidos en esta sección”.

. ARTÍCULO 276.- Sustitúyese el artículo 47 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 47.- Dispuesto el llamado a licitación en cualquiera de los procedimientos considerados por el artículo 46, la Autoridad de Aplicación confeccionará el pliego respectivo, en base al Pliego Modelo, que ella misma elabora, el que consignará a título ilustrativo y con mención de su origen, las informaciones disponibles concernientes a la presentación de propuestas.
Asimismo, el pliego contendrá condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas así como las inversiones mínimas necesarias a las que deberá comprometerse el adjudicatario, y las restantes condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas.
Los oferentes competirán en el valor de la regalía sobre un valor base del 15 %, que regirá el proyecto en cualquiera de sus etapas, conforme el siguiente procedimiento de aplicación mensual a los efectos de la liquidación.

La regalía a ofertar se identificará como el 15 % + “X”. Dicho término “X” se establece en un % a exclusiva elección del oferente, y que podrá ser negativo.
En caso que el precio real de los hidrocarburos de referencia se mantenga en un rango de +/- 50% respecto del precio al momento de la presentación de la oferta, regirá la regalía del 15 %+X para todo el periodo en el que persista dicha situación. En caso que el precio de referencia se ubique en términos reales por debajo del 50 % del correspondiente a la fecha de presentación de la oferta regirá una regalía del 15 %+X/2 durante el período en el cual persista está situación.
En caso que el precio de referencia se ubique en términos reales por encima del 50 % del correspondiente a la fecha de presentación de la oferta regirá una regalía del 15 %+2X durante el período en el cual persista está situación.

El precio de referencia se establecerá en el pliego de condiciones, y corresponderá al de la cotización de un producto, o combinación de ellos en mercados internacionales. Su valor real se estimará ajustando los valores de cotización por el Índice de Precios al Consumidor de los EEUU.

El llamado a licitación deberá difundirse durante no menos de DIEZ (10) días en los lugares y por medios nacionales e internacionales que se consideren idóneos para asegurar su más amplio conocimiento, buscando la mayor concurrencia posible, debiéndose incluir entre éstos, necesariamente, el Boletín Oficial. Las publicaciones se efectuarán con una anticipación mínima de SESENTA (60) días al indicado para el comienzo de recepción de ofertas”.

. ARTÍCULO 277.- Incorpórase el artículo 47 bis de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, según el siguiente texto:
“ARTÍCULO 47 bis.- Las concesiones de explotación existentes, al fin de su término, no pueden ser adjudicadas sin mediar un nuevo acto licitatorio. La licitación correspondiente podrá realizarse con un plazo mínimo de antelación de UN (1) año al vencimiento de las mismas.
En caso que la licitación a realizar tuviera por objeto la concesión de explotación de áreas en producción, el pliego de bases y condiciones deberá establecer el valor correspondiente a las inversiones no recuperadas durante la explotación del área. El oferente podrá incluir dicho valor al momento de realizar la oferta a los efectos de continuar con la explotación de los pozos existentes. En tal caso, dicho valor será reconocido al titular de la concesión vencida. En caso que el oferente no incluyera el valor mencionado en su oferta, no podrá explotar los pozos existentes”.

. ARTÍCULO 278.- Sustitúyese el artículo 48 de la ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 48.- La Autoridad de Aplicación estudiará todas las propuestas y podrá requerir de aquellos oferentes que hayan presentado las de mayor interés, las mejoras que considere necesarias para alcanzar condiciones satisfactorias. La adjudicación recaerá en el oferente que haya presentado la oferta más conveniente que a criterio debidamente fundado de la Autoridad de Aplicación, según corresponda, en particular proponga la mayor inversión o actividad exploratoria y lo establecido en el artículo 47.
Es atribución de la Autoridad de Aplicación, según corresponda, rechazar todas las ofertas presentadas o adjudicar al único oferente en la licitación”.

. ARTÍCULO 279.- Sustitúyese el artículo 49 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 49.- Hasta TREINTA (30) días antes de la fecha en que se inicie la recepción de ofertas, quienes se consideren afectados por el llamado a concurso, sea cual fuere la razón que invoquen, podrán formular oposición escrita ante la autoridad de aplicación acompañando la documentación en que aquélla se funde.
Dicha autoridad podrá dejar en suspenso el concurso si, a su juicio, la oposición se fundara documentada y suficientemente.
No se admitirán oposiciones del propietario superficiario de la zona a que se refiere el llamado, basadas solamente en los daños que le pudiese ocasionar la adjudicación, sin perjuicio de lo dispuesto en el Título III de esta misma ley. No es causal válida de afectación, el hecho que una empresa esté produciendo previamente en dicha área”.

. ARTÍCULO 280.- Sustitúyese el artículo 59 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 59.- El concesionario de explotación pagará mensualmente al Concedente, en concepto de regalía sobre el producido y efectivamente aprovechado de los hidrocarburos líquidos y gaseosos un porcentaje equivalente al determinado en el proceso de adjudicación.
Para los contratos vigentes a la fecha de la presente ley la regalía será la que se haya convenido con la Autoridad de Aplicación.
El pago en especie de esta regalía sólo procederá cuando se asegure al concesionario una recepción de permanencia razonable.

En ambos casos la Autoridad de Aplicación podrá reducir la misma hasta el CINCO POR CIENTO (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.
Las alícuotas de regalías previstas en el presente artículo serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos en su carácter de Concedentes”.

. ARTÍCULO 281.- Sustitúyese el artículo 61 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 61.- El pago en efectivo de la regalía se efectuará conforme al valor de los hidrocarburos en boca de pozo, el que será declarado mensualmente por el permisionario y/o concesionario, restando del fijado según las normas establecidas en el inciso c) apartado I del artículo 56, el flete del producto hasta el lugar que se haya tomado como base para fijar su valor comercial.
Cuando la Autoridad de Aplicación considere que el precio de venta informado por el permisionario y/o concesionario no refleja el precio real de mercado, deberá formular las objeciones que considere pertinente”.

. ARTÍCULO 282.- Sustitúyese el artículo 66 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 66.- Los permisionarios, concesionarios y autorizados instituidos en virtud de lo dispuesto en las Secciones 2o, 3o, y 4o del Título II de esta ley, a los efectos del ejercicio de sus atribuciones tendrán los derechos acordados por el Código de Minería en los artículos 42 y siguientes, 48 y siguientes, y concordantes de ambos, respecto de los inmuebles de propiedad fiscal o particular ubicados dentro o fuera de los límites del área afectada por sus trabajos.
Las pertinentes tramitaciones se realizarán por intermedio de la autoridad de aplicación, debiendo comunicarse a las autoridades mineras jurisdiccionales, en cuanto corresponda, las resoluciones que se adopten.
La oposición del propietario a la ocupación misma o su falta de acuerdo con las indemnizaciones fijadas, en ningún caso será causa suficiente para suspender o impedir los trabajos autorizados, siempre que el concesionario afiance satisfactoriamente los eventuales perjuicios”.

. ARTÍCULO 283.- Sustitúyese el artículo 67 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 67.- El mismo derecho será acordado a los permisionarios, concesionarios y autorizados cuyas áreas se encuentren cubiertas por las aguas de mares, ríos, lagos o lagunas, con respecto a los terrenos costeros colindantes con dichas áreas o de la costa más cercana a éstas, para el establecimiento de muelles, almacenes, oficinas, vías de comunicación y transporte y demás instalaciones necesarias para la buena ejecución de los trabajos”.

. ARTÍCULO 284.- Sustitúyese el artículo 69 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 69.- Constituyen obligaciones de permisionarios, concesionarios y autorizados, sin perjuicio de las establecidas en el Título II:
a) Realizar todos aquellos trabajos que por aplicación de esta ley les corresponda, observando las técnicas más modernas, racionales y eficientes;
b) Adoptar todas las medidas necesarias para evitar daños a los yacimientos, con motivo de la perforación, operación, conservación o abandono de pozos, dando cuenta inmediata a la autoridad de aplicación de cualquier novedad al respecto;
c) Evitar cualquier desperdicio de hidrocarburos; si la pérdida obedeciera a culpa o negligencia, el permisionario o concesionario responderá por los daños causados al Estado o a terceros;
d) Adoptar las medidas de seguridad aconsejadas por las prácticas aceptadas en la materia, a fin de evitar siniestros de todo tipo, dando cuenta a la autoridad de aplicación de los que ocurrieren;
e) Adoptar las medidas necesarias para evitar o reducir los perjuicios a las actividades agropecuarias, a la pesca y a las comunicaciones, como así también a los mantos de agua que se hallaren durante la perforación;
f) Cumplir las normas legales y reglamentarias nacionales, provinciales y municipales que les sean aplicables.

. ARTÍCULO 285.- Sustitúyese el artículo 70 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 70.- Los permisionarios, concesionarios y autorizados suministrarán a la autoridad de aplicación en la forma y oportunidad que ésta determine, la información primaria referente a sus trabajos y, asimismo, la demás necesaria para que cumpla las funciones que le asigna la presente ley”.

. ARTÍCULO 286.- Sustitúyese el artículo 71 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 71.- Quienes efectúen trabajos regulados por esta ley contemplarán preferentemente el empleo de ciudadanos argentinos en todos los niveles de la actividad, incluso el directivo y en especial de los residentes en la región donde se desarrollen dichos trabajos.
La proporción de ciudadanos nacionales referida al total del personal empleado por cada permisionario, concesionario o autorizado, no podrá en ningún caso ser inferior al SETENTA Y CINCO POR CIENTO (75%), la que deberá alcanzarse en los plazos que fije la reglamentación o los pliegos.
Igualmente capacitarán al personal bajo su dependencia en las técnicas específicas de cada una de sus actividades”.

. ARTÍCULO 287.- Sustitúyese el artículo 72 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 72.- Los permisos, concesiones y autorizaciones acordados en virtud de esta ley pueden ser cedidos, previa autorización del Poder Ejecutivo, en favor de quienes reúnan y cumplan las condiciones y requisitos exigidos para ser permisionarios o concesionarios, según corresponda.
La solicitud de cesión será presentada ante la autoridad de aplicación, acompañada de la minuta de escritura pública”.

. ARTÍCULO 288.- Sustitúyese el artículo 75 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 75.- La autoridad de aplicación fiscalizará el ejercicio de las actividades a que se refiere el artículo 2o de la presente ley, a fin de asegurar la observancia de las normas legales y reglamentarias correspondientes. Tendrá acceso, asimismo, a la contabilidad de los permisionarios, concesionarios o autorizados”.

. ARTÍCULO 289.- Sustitúyese el artículo 77 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 77.- Los permisionarios, concesionarios o autorizados facilitarán en la forma más amplia el ejercicio por parte de los funcionarios competentes de las tareas de inspección y fiscalización.”

ARTÍCULO 290.- Sustitúyese el artículo 79 de la Ley N° 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 79.- Son absolutamente nulos:
a) Los permisos, concesiones o autorizaciones otorgados a personas impedidas, excluidas o incapaces para adquirirlos, conforme a las disposiciones de esta ley;
b) Las cesiones de permisos, concesiones o autorizaciones realizadas en favor de las personas aludidas en el inciso precedente;
c) Los permisos, concesiones o autorizaciones adquiridos de modo distinto al previsto en esta ley;
d) Los permisos y concesiones que se superpongan a otros otorgados con anterioridad o a zonas vedadas a la actividad petrolera, pero sólo respecto del área superpuesta.
e) Cualquier adjudicación de permisos o concesiones al vencimiento de los plazos originales, independientemente de las condiciones acordadas, sin mediar una licitación pública y abierta”.

. ARTÍCULO 291.- Sustitúyese el artículo 80 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 80.- Según corresponda, las concesiones o permisos caducan:
a) Por falta de pago de una anualidad del canon respectivo, TRES (3) meses después de vencido el plazo para abonarlo;
b) Por falta de pago de las regalías, TRES (3) meses después de vencido el plazo para abonarlas;
c) Por incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversiones, trabajos o ventajas especiales;
d) Por transgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos;
e) Por no haberse dado cumplimiento a las obligaciones resultantes del artículo 22;
f) Por haber caído su titular en estado legal de falencia, conforme con la resolución judicial ejecutoria que así lo declare;
g) Por fallecimiento de la persona física o fin de la existencia de la persona jurídica titular del derecho, salvo acto expreso del Poder Ejecutivo manteniéndolo en cabeza de los sucesores, si éstos reunieran los requisitos exigidos para ser titulares;
h) Por incumplimiento de la obligación de transportar y/o procesar hidrocarburos de terceros en las condiciones establecidas en el artículo 43;
Previamente a la declaración de caducidad por las causales previstas en los incisos a), b), c), d), e) y h) del presente artículo, la autoridad de aplicación intimará a los permisionarios y concesionarios para que subsanen dichas transgresiones en el plazo que fije”.

. ARTÍCULO 292.- Sustitúyese el artículo 86 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 86.- En las cláusulas particulares de los permisos, concesiones y autorizaciones se podrá establecer, cuando el Poder Ejecutivo lo considere pertinente, la intervención de un tribunal arbitral para entender en cuanto se relacione con la declaración administrativa de caducidad o nulidad, efectuada por el Poder Ejecutivo según lo previsto en el artículo 83, en sus consecuencias patrimoniales.
Igual tratamiento podrá acordarse respecto de las divergencias que se planteen entre los interesados y la autoridad de aplicación sobre determinadas cuestiones técnicas, especificadas al efecto en cada permiso, concesión o autorización.
El tribunal arbitral estará constituido por un árbitro designado por cada una de las partes y el tercero por acuerdo de ambos o, en su defecto, por el presidente de la Corte Suprema de Justicia de la Nación”.

. ARTÍCULO 293.- Sustitúyese el artículo 87 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 87.- El incumplimiento de cualquiera de las obligaciones emergentes de los permisos, concesiones y autorizaciones que no configuren causal de caducidad ni sea reprimido de una manera distinta, será penado por la autoridad de aplicación con multas que, de acuerdo con la gravedad e incidencia del incumplimiento de las actividades respectivas, oscilarán entre diez mil (m$n. 10.000.—) y diez millones de pesos moneda nacional (m$n. 10.000.000.—). Dentro de los DIEZ (10) días de pagada la multa, los permisionarios, concesionarios o autorizados podrán promover su repetición ante el tribunal competente”.

. ARTÍCULO 294.- Sustitúyese el artículo 88 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 88.- El incumplimiento de sus obligaciones por parte de los oferentes, permisionarios, concesionarios o autorizados, facultará en todos los casos a la aplicación por la autoridad de apercibimiento, suspensión o eliminación del registro a que se refieren los artículos 40 y 50, en la forma que se reglamente. Estas sanciones no enervarán otros permisos, concesiones o autorizaciones de que fuera titular el causante”.

. ARTÍCULO 295.- Sustitúyese el artículo 91 bis de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 91 bis.- Las provincias y el Estado nacional, cada uno con relación a la exploración y explotación de los recursos hidrocarburíferos de su dominio, no establecerán en el futuro nuevas áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas o con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica.
Respecto de las áreas que a la fecha hayan sido reservadas por las autoridades Concedentes en favor de entidades o empresas provinciales con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica, se respetarán en ellas las condiciones existentes a la fecha de aprobación de esta ley. La asociación con terceros, sin embargo, deberá respetar los procedimientos de la Sección 5ta del Título II de esta ley”.

. ARTÍCULO 296.- Sustitúyese el artículo 94 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos por el siguiente:
“ARTÍCULO 94.- Las empresas estatales quedan sometidas en el ejercicio de sus actividades de exploración, explotación, transporte y/o procesamiento, a todos los requisitos, obligaciones, controles e inspecciones que disponga la autoridad de aplicación, gozando asimismo de los derechos atribuidos por esta ley a los permisionarios, concesionarios y autorizados”.

. ARTÍCULO 297.- Sustitúyese el artículo 95 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 95.- Las empresas estatales quedan facultadas para convenir con personas jurídicas de derecho público o privado las vinculaciones contractuales más adecuadas para el eficiente desenvolvimiento de sus actividades, incluyendo la integración de sociedades siempre ateniéndose a la sección 5ta del Título II de esta ley para la selección de terceros
El régimen fiscal establecido en el Título II, Sección 6a, de la presente ley, no será aplicable a quienes suscriban con las empresas estatales contratos de locación de obras y servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos, o con igual fin se asocien con ellas sin constituir personas jurídicas distintas de las de sus integrantes, los que quedarán sujetos, en cambio, a la legislación fiscal general que les fuere aplicable.
Toda sociedad integrada por una empresa estatal con personalidad jurídica distinta de la de sus integrantes, que desarrolle actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, estará sujeta al pago de los tributos previstos en el Título II, Sección 6a de esta ley.”

. ARTÍCULO 298.- Sustitúyese el artículo 98 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 98.- Es facultad del PODER EJECUTIVO NACIONAL decidir sobre las siguientes materias en el ámbito de su competencia:
a) Determinar las zonas del país en las cuales interese promover las actividades regidas por esta ley.
b) Otorgar permisos, concesiones y autorizaciones; y autorizar sus cesiones.
c) Estipular soluciones arbitrales y designar árbitros.
d) Anular concursos.
e) Determinar las zonas vedadas al reconocimiento superficial.
f) Fijar las compensaciones reconocidas a los propietarios superficiarios.
g) Declarar la caducidad o nulidad de permisos, concesiones y autorizaciones.

. ARTÍCULO 299.- Sustitúyese el artículo 100 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, por el siguiente:
“ARTÍCULO 100.- Los permisionarios, concesionarios y autorizados deberán indemnizar a los propietarios superficiarios de los perjuicios que se causen a los fondos afectados por las actividades de aquéllos. Los interesados podrán demandar judicialmente la fijación de los respectivos importes o aceptar —de común acuerdo y en forma optativa y excluyente— los que hubiere determinado o determinare el Poder Ejecutivo con carácter zonal y sin necesidad de prueba alguna por parte de dichos propietarios”.

.ARTÍCULO 300.- Deróganse los artículos 11, 13, 15, 28, 32, 33, 51, 58 bis, 91, 96, 101, 103, 104 y 105 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos.

GAS NATURAL

. Sección II – De la Ley 24.076, Marco Regulatorio del Gas Natural.

. ARTÍCULO 301.- Sustitúyese el artículo 3° de la Ley 24.076, Marco Regulatorio del Gas Natural, por el siguiente:
“ARTÍCULO 3°.- Quedan autorizadas las importaciones de gas natural sin necesidad de aprobación previa.
Las exportaciones de gas natural deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo Nacional”.

. ARTÍCULO 302.- Sustitúyese el artículo 6° de la Ley N° 24.076, Marco Regulatorio del Gas Natural, por el siguiente:
“ARTÍCULO 6o.- Con una anterioridad no menor de DIECIOCHO (18) meses a la fecha de finalización de una habilitación, el Ente Nacional Regulador del Gas, a pedido del prestador respectivo, llevará a cabo una evaluación de la prestación del servicio por el mismo a los efectos de proponer al Poder Ejecutivo Nacional la renovación de la habilitación por un período adicional de VEINTE (20) años. A tal efecto se convocará a audiencia pública.
En los textos de las habilitaciones se establecerán los recaudos que deberán cumplir los prestadores para tener derecho a la renovación. El Poder Ejecutivo Nacional resolverá dentro de los CIENTO VEINTE (120) días de recibida la propuesta del Ente Nacional Regulador del Gas”.

. ARTÍCULO 303.- Sustitúyese el artículo 24 de la Ley 24.076, Marco Regulatorio del Gas Natural, por el siguiente:
“ARTÍCULO 24.- Los transportistas y distribuidores deberán tomar los recaudos necesarios para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles. A tal fin, por sí o por terceros, podrán adquirir, construir, operar, mantener y administrar instalaciones de almacenaje de gas natural, todo ello con arreglo a las limitaciones establecidas en la sección VIII de la presente Ley”.

. ARTÍCULO 304.- Sustitúyese el artículo 70 de la Ley 24.076, Marco Regulatorio del Gas Natural, por el siguiente:
“ARTÍCULO 70.- Los actos emanados de la máxima autoridad del Ente serán impugnables ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal mediante un recurso directo a interponerse dentro de los TREINTA (30) días hábiles judiciales posteriores a su notificación”.

. ARTÍCULO 305.- Sustitúyese el segundo párrafo del artículo 73 de la Ley 24.076, Marco Regulatorio del Gas Natural, por el siguiente:

“Las sanciones aplicadas por el ente serán impugnables ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal mediante un recurso directo a interponerse dentro de los TREINTA (30) días hábiles judiciales posteriores a su notificación”.

YPF y AUTOABASTECIMIENTO

. Sección III- Ley 26.741 – Declárase de Interés Público Nacional el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos. Créase el Consejo Federal de Hidrocarburos. Declárase de Utilidad Pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A.

( Se propone la privatización de las acciones del Estado nacional en YPF).

. ARTÍCULO 306.- Derógase el artículo 1° de la Ley 26.741 que dice: “Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones”.

.Sección IV – Ley 27.640, BIOCOMBUSTIBLES

. ARTÍCULO 307.- Sustitúyese el artículo 1° de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“ARTÍCULO 1o.- Apruébese el Marco Regulatorio de Biocombustibles, el cual comprende todas las actividades de elaboración, almacenaje, comercialización y mezcla de biocombustibles, en los términos de la presente ley”.

. ARTÍCULO 308.- Sustitúyese el artículo 3° de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“ARTÍCULO 3o.- Serán funciones de la autoridad de aplicación:
a) Regular, administrar y fiscalizar la producción, comercialización y uso sustentable de los biocombustibles;
b) Adecuar a los términos de la presente ley las normas que establecen las especificaciones de calidad de los biocombustibles, la seguridad de las instalaciones en las cuales éstos se elaboran, mezclan y/o almacenan, y aquellas que se vinculen con el registro y/o habilitación de las empresas y/o productos;
c) Realizar auditorías e inspecciones en las empresas e instalaciones de elaboración, almacenaje y/o mezcla de biocombustibles, a fin de controlar su correcto funcionamiento y su ajuste a la normativa vigente;
d) Aplicar las sanciones establecidas en la presente ley;
e) Fiscalizar el ejercicio de las actividades a que se refiere la presente ley, a fin de asegurar la observancia de las normas legales y reglamentarias correspondientes;
f) Hacer uso de todos los medios que considere necesarios para el ejercicio de sus funciones de inspección y fiscalización;
g) Dictar las normas complementarias que resulten necesarias para interpretar y aclarar el presente régimen, así como también ejercer toda otra atribución que surja de la reglamentación de la presente ley a los efectos de su mejor cumplimiento”.

. ARTÍCULO 309.- Sustitúyese el artículo 4° de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“ARTÍCULO 4o.- A los fines de la presente ley, se entiende por biocombustible al bioetanol, al biodiesel y a cualquier otro biocombustible que cumpla los requisitos de calidad que establezca la autoridad de aplicación cuyo origen sea agropecuario, agroindustrial y/o provenga de desechos orgánicos”.

. ARTÍCULO 310.- Sustitúyese el artículo 5° de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“Registro de Biocombustibles
ARTÍCULO 5o- Quienes elaboren, almacenen y/o comercialicen biocombustibles deberán registrarse y habilitarse en el Registro que se crea por la presente norma, conforme lo establezca la reglamentación”.

. ARTÍCULO 311.- Sustitúyese el artículo 8° de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“Mezcla mínima obligatoria de biocombustibles con combustibles fósiles.
ARTÍCULO 8°. – La autoridad de aplicación podrá imponer porcentajes mínimos de mezcla entre cada biocombustible con los combustibles fósiles. Hasta tanto la autoridad de aplicación determine dichos porcentajes mínimos, medidos sobre la cantidad total del producto final, ellos serán del 7.5 % en gasoil o diesel oil y del 12 % en nafta -conforme la normativa de calidad de combustibles vigente o la que en el futuro la reemplace”.

. ARTÍCULO 312.- Sustitúyese el artículo 10 de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“ARTÍCULO 10.- Las empresas responsables de llevar a cabo las mezclas obligatorias de biocombustibles con combustibles fósiles deberán asegurar el cumplimiento de la normativa respecto a la calidad en el surtidor de cada combustible en cuestión, conforme lo establezca la reglamentación de la presente ley”.

. ARTÍCULO 313.- Sustitúyese el artículo 13 de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“ARTÍCULO 13.- Las empresas encargadas de llevar a cabo las referidas mezclas mínimas obligatorias podrán adquirir libremente biocombustibles pactando en tal caso el precio y el aprovisionamiento de los productos con las empresas elaboradoras de los mismos, al igual que en los casos en que se lleve a cabo la comercialización de biocombustibles que no tenga por destino la mezcla mínima obligatoria con combustibles fósiles”.

. ARTÍCULO 314.- Sustitúyese el artículo 21 de la Ley 27.640 de Biocombustibles, por el siguiente:
“ARTÍCULO 21.- Establécese que, a partir de la entrada en vigencia de la presente ley, quedarán derogadas las leyes 23.287, 26.093 y 26.334, y toda la normativa reglamentaria de las mismas”.
. ARTÍCULO 315.- Deróganse los artículos 6°, 9°, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 22 y 23 de la Ley 27.640.

. Sección V – UNIFICACION DE LOS ENTES REGULADORES

.ARTÍCULO 316.- “Crease el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, el que una vez constituido reemplazará y asumirá las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), creado por el artículo 54 de la Ley 24.065, y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), creado por el artículo 50 de la Ley 24.076.
Encomiéndase al Poder Ejecutivo dictar todas las normas y actos tendientes a hacer efectivo lo dispuesto en el párrafo anterior.
Hasta tanto no se constituya el nuevo Ente, los actuales ENRE y ENARGAS continuarán en ejercicio de sus funciones respectivas.
El nuevo Ente tendrá las atribuciones previstas en los artículos 52 y concordantes de la Ley 24.076 y 56 y concordantes de la Ley 25.065.
Encomiéndase al Poder Ejecutivo dictar un texto ordenado que sintetice el contenido de ambas disposiciones legales”.

. Sección VI – Leyes 15.336, de ENERGIA ELECTRICA y 24.065, MARCO REGULATORIO DE LA ENERGIA ELECTRICA

. ARTÍCULO 317.- Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL, hasta el 31 de diciembre de 2025, a adecuar el Marco Regulatorio de la Energía Eléctrica, con el propósito de garantizar conforme a las siguientes bases:
El libre comercio internacional de energía eléctrica, delegando en el agente o responsable que realiza la exportación los mecanismos necesarios a fin de evitar la falta de abastecimiento del mercado interno y bajo condiciones de seguridad y confiabilidad del sistema, pudiendo el Estado objetar por motivos fundados técnica o económicamente en la “seguridad del suministro”.
i. La libre comercialización, competencia y ampliación de los mercados de energía eléctrica, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.
ii. El despacho económico para las transacciones de energía sobre una base de remuneración en el costo económico horario del sistema, teniendo en cuenta el costo marginal horario del sistema y el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada.
iii. La explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con la expresa obligación del distribuidor de actuar como agentes de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al Mercado Eléctrico Mayorista y al Fisco, según corresponda.
iv. El desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos abiertos, transparentes, eficientes y competitivos.
v. La revisión de las estructuras administrativas –centralizadas y descentralizadas- del sector eléctrico, modernizándolas y profesionalizándolas, para un mejor cumplimiento de las funciones asignadas. Para el caso del Consejo Federal de la Energía Eléctrica, creado por la Ley 15.336, la reorganización deberá considerar el funcionamiento del mismo exclusivamente como organismo asesor de consulta no vinculante de la Autoridad de Aplicación a los fines del desarrollo de la infraestructura eléctrica.

. Sección VII – DE LOS FONDOS FIDUCIARIOS DEL SECTOR ENERGETICO

. ARTÍCULO 318.- Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL hasta el 31 de diciembre de 2025, a crear, modificar, transformar y/o eliminar los fondos fiduciarios del sector energético, inclusive los destinados a subsidios, revisando procedencia y destino de los mismos, con el fin de garantizar una mayor eficacia y eficiencia en la asignación de los recursos que los integran y en el control al momento de su implementación y aplicación.
. Sección VIII – Legislación ambiental uniforme conforme la Ley 27.007, modificatoria de la Ley de Hidrocarburos.

. ARTÍCULO 319.- Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL a la elaboración, conjuntamente con las Provincias, de una legislación ambiental uniforme a nivel nacional, de conformidad con el artículo 23 de la Ley 27.007.

. Sección IX – DE LA TRANSICION ENERGETICA

ARTÍCULO 320.- A los efectos de cumplir con los objetivos de emisiones netas absolutas de Gases Efectos Invernadero (GEI) comprometidos por la REPÚBLICA ARGENTINA en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional en el marco del Acuerdo de París, Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL a asignar derechos de emisión de GEI a cada sector y subsector de la economía compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI comprometidas por el país para el 2030 y sucesivas.

. ARTÍCULO 321.- Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL a establecer anualmente límites de derechos de emisión de GEI, compatibles con el objetivo comprometido, de cumplimiento anual y obligatorio para todos los sujetos del sector público y privado, de forma tal que quienes contaminan sean responsables, en la medida que les corresponda, de cumplir con las metas de emisiones de GEI comprometidas por el país y asumiendo que existirá un porcentaje de nueva capacidad/producción/demandantes a los que también se les deberá asignar derechos de emisión sin costo para que este mecanismo no represente una barrera de ingreso ni discriminatorio.

. ARTÍCULO 322.- Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL a monitorear el avance en el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI y en caso de incumplimiento penalizarlo.

. ARTÍCULO 323.- Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL a establecer un mercado de derechos de emisión de GEI, en el cual quienes hayan sobre cumplido su meta puedan vender los servicios a aquellos que los necesiten para lograr su objetivo y evitar la penalización.

. ARTÍCULO 324.- Facúltase al PODER EJECUTIVO NACIONAL a establecer las reglas del mercado de derechos de emisión de GEI, la plataforma de registro de las transacciones y resguardar que no existan posiciones dominantes u oligopolio.La demanda y los responsables de actividades emisoras de GEI serán los encargados de dar cumplimiento a las metas de emisiones de GEI del país para lo cual el Estado Nacional generará condiciones e instrumentos para facilitar a las empresas privadas, al sector público y a otros organismos, el logro de las mismas y el acceso a financiamiento climático.

Por Santiago Magrone

La estatal Energía Argentina (ENARSA), ahora presidida por Juan Carlos Doncel Jones, realizó la apertura de los sobres que contenían las ofertas económicas correspondientes a la licitación del Renglón 2 del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, obra que permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias del norte del país.

Este tramo, de los tres en que se divide el proyecto, está compuesto por la construcción de 50 kilómetros del gasoducto de integración federal Tío Pujio-La Carlota, que tiene un diámetro de 36 pulgadas. Las ofertas admitidas técnicamente fueron las de BTU, y la UTE integrada por Techint-Sacde, cuya oferta económica resultó ser la mejor, comparada con la que formuló BTU.

Techint-Sacde ofertó (incluído un descuento propio de 3,22 %) $ 57.055.147.336,09 mientras que BTU ofertó por $ 72.106.171.590,33. Ahora ENARSA debe resolver la adjudicación y disponer luego la licitación de las obras del Renglón 3 del proyecto.

Pero además esta pendiente de resolución un nuevo llamado a licitación de las obras del Renglón 1, que también tuvo dos oferentes (BTU y Techint-Sacde) y que llevó a ENARSA a rechazarlas por cuanto ambas superaban el presupuesto calculado por las autoridades. Techint-Sacde había calificado en primer lugar.

En la apertura de ofertas por el Renglón 2 estuvieron presentes el presidente de ENARSA, y el vicepresidente, Rigoberto Mejía Aravena, además de representantes de las empresas oferentes.

Ni Doncel Jones, ni Aravena formularon declaración alguna respecto al criterio que seguirá el gobierno de Javier Milei respecto a la ejecución de esta obra, considerada fundamental para suministrar gas natural a una región que recibía gas importado desde Bolivia, cuyas reservas han disminuído fuertemente.

La Administración Milei dispuso que no habrá mas financiamiento estatal de obras públicas de infraestructura. Apelará a los inversores privados, comenzando con las constructoras oferentes.

El gobierno de Alberto Fernández había activado la licitación de la reversión del Gasoducto Norte con la intención de reemplazar el gas boliviano por gas de producción local en el próximo invierno. Había conseguido financiamiento parcial del CAF.

En su versión original, y hasta hace tres meses, el proyecto demandaba una inversión de 710 millones de dólares, de los cuales 540 millones de dólares serían aportados por un crédito del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF).

La Reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), inaugurado en julio último (en su Etapa 1, Tratayén-Salliqueló) y financiado por el Estado, incluyendo 500 millones de dólares ingresados por un aporte obligatorio de tenedores de grandes fortunas.

La construcción de la Etapa 2 del GPNK (Salliqueló-San Jerónimo) también requerirá financiamiento privado y en el gobierno procuran que el aporte lo hagan las empresas productoras en Vaca Muerta.

El Gasoducto Norte reversado permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Con el propósito de trascender el aquí y ahora de la empresa y su 30° aniversario como responsable del transporte de gas, TGN lanzó el Programa 30 años | 30 escuelas buscando dejar una huella coherente con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de Naciones Unidas en 30 comunidades educativas de establecimientos cercanos a la traza del gasoducto.

El cambio cultural y la eficiencia energética fueron los objetivos que la empresa se planteó para afianzar sus vínculos con la comunidad,con una visión muy clara y precisa: convertirnos todos en protagonistas de una transición energética justa para así contribuir con los desafíos del país y del planeta, tanto desde el plano de la oferta como de la demanda de energía moderna, asequible y sostenible.

El Programa 30 años | 30 escuelas nació con el número 30 como inspiración y con una impronta de la trascendencia y replicabilidad también fuera del ámbito educativo. La jornada educativa fue precedida por un diagnóstico energético que definió las necesidades particulares de cada una de las escuelas seleccionadas y la sucesiva donación de dispositivos alimentados con energía renovable.

El programa contó con la participación de 961 estudiantes de 17 provincias, guiados por un equipo de 50 voluntarios prevencionistas de TGN. El taller de 4 horas de duración abordó temáticas vinculadas al rol del gas natural como energía de transición, la eficiencia energética y la Agenda 2030. La exposición y las actividades lúdicas, se completaron con un manual educativo para el despiece, armado, funcionamiento y mantenimiento del dispositivo elegido. Fueron instalados 19 hornos solares y un kit de iluminación para el aula, 9 semáforos solares y 2 termotanques solares.
Participaron: 6 escuelas de Salta, 5 de Córdoba, 3 de La Pampa, 2 de San Luis, 2 de Jujuy, 1 de Buenos Aires, 1 de Catamarca, 1 de Chaco, 1 de Corrientes, 1 de Entre Ríos, 1 de Formosa, 1 de Mendoza, 1 de Neuquén, 1 de Río Negro, 1 de Santa Fe, 1 de Santiago del Estero, 1 de Tucumán. El criterio de selección no sólo tuvo en cuenta su cercanía a la traza del gasoducto, que se extiende por más de 11.000 km, sino que fueran escuelas técnicas cuya currícula de estudios incluyera talleres sobre “Eficiencia energética” o “Tecnologías limpias”.

De la encuesta realizada a directivos y docentes de la escuela surgió que 72.4% evaluó la actividad como “excelente” y 27.6% como “muy buena”. 100% recomendaría el programa a otras instituciones. En la nube de palabras que describieron la actividad, se destacaron: “agradecimiento, interesante, curiosidad, alegría”.

Numerosos testimonios dieron cuenta de la experiencia compartida, entre ellos destaca uno que resume muy bien lo vivido: “El programa nos dio la posibilidad de abordar desde la práctica, y en distintas disciplinas, la temática de las energías renovables. Reflexionamos sobre cómo contribuir al ahorro energético en la unidad didáctico-productiva del colegio y capacitarnos en estas tecnologías para poder emplearlas a futuro en otros dispositivos”.

Para TGN, éste fue el mejor de los festejos, comprometiéndose en la generación de un impacto positivo en las comunidades de las que forma parte.

. A diez días de la Audiencia Pública virtual convocada por el Enargas para tratar la “adecuación transitoria” de las tarifas de transporte y de distribución de gas natural por redes las empresas de ambos rubros hicieron llegar al Ente regulador y a la Secretaría de Energía sus consideraciones con respecto a los ajustes tarifarios que calcularon necesarios y esperan sean considerados por la autoridad de aplicación, hasta el momento en que se concrete una Revisión Tarifaria Integral del sector.

La semana pasada representantes de las empresas distribuidoras y transportadoras mantuvieron una reunión que solicitaron al funcionario para lo que calificaron como de presentación formal ante el casi flamante secretario, Eduardo Chirillo.

Hubo coincidencias mutuas en que las tarifas estan retrasadas y que se avanzará en una recomposición de los precios que perciben por ambos servicios a partir de febrero. Se verá su secuencia, e incidencia proporcional de estos componentes (VAD) (VAT) en las facturas al usuario final según su categoría. Estuvieron, Camuzzi, MetroGas, Naturgy, Gasnor, TGN y TGS, entre otras.

A modo de referencia cabe señalar que la propuesta de ajuste tarifario realizada por MetroGAS se asemeja a la de otras compañías del rubro. Pero las hay de porcentajes muy superiores, y se enmarcan en las facultades conferidas por el decreto 55/2023 (de adecuación transitoria y ajuste periódico) hasta tanto culmine el proceso de RTI iniciado por el mismo decreto.

Para el caso de la distribuidora de gas domiciliario del área metropolitana de Buenos Aires el cálcumo representa un aumento punta a punta del 376 %, aplicable a partir del 1° de febrero de 2024 y tienen en cuenta que durante más de 4 años los aumentos que se dieron (marzo de 2021, junio 2022 y mayo 2023) se mantuvieron por debajo de la inflación. Otras compañías solicitaron ajustes superiores al 400 % e incluso superiores al 500 por ciento.

MetroGas describió que el porcentaje de actualización surge tomando el algoritmo de cálculo establecido en el Anexo V de la Resolución ENARGAS 4356/17, cuya base es el índice de febrero de 2018 versus el mismo índice a noviembre 2023 y estimando el incremento de costos del mes de diciembre 2023, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado del BCRA (REM-BCRA) del 19,95 %, descontando aquellos incrementos ya otorgados entre tales períodos.

Esta y otras presentaciones de propuestas fueron realizadas el 22 de diciembre al ENARGAS y se pueden consultar para profundizar sobre sus detalles en la página del Organismo.

A través de la Resolución 704/2023 ya oficializada el ENARGAS tratará en la misma audiencia el “traslado a tarifas del precio de gas comprado por las distribuidoras” de acuerdo con las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.

Una novedad clave para los usuarios que apareció en la R-704 es que en la Audiencia se tratará la “Determinación de un índice de actualización mensual para las tarifas del servicio público de transporte de gas natural y del servicio público de distribución de gas por redes”. Habrá que ver en que consiste tal índice y su efecto mensual sobre las tarifas que se facturen.

El temario de la audiencia incluye además el “Tratamiento de la incidencia del costo del flete y/o transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP) respecto de las localidades abastecidas con gas propano/butano indiluido por redes; y el tratamiento de la incidencia del precio del gas en el costo del gas natural no contabilizado (GNNC).

Finalmente en la referida audiencia se considerará la Reversión del Gasoducto Norte y los criterios de tarificación y asignación de capacidad.

. A partir de la firma de un convenio entre autoridades del sector eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, inició el proceso para la licitación de obra para la construcción de una Línea de Alta Tensión (LAT) entre las localidades de 25 de Mayo y 9 de julio, que reforzará el abastecimiento de energía y evitará las restricciones de demanda en las distintas localidades de siete municipios: Nueve de Julio, Bragado, Carlos Casares, Pehuajó, 25 de Mayo, Mercedes y Luján.

La nueva Línea de Alta Tension favorecerá a más de 370.000 vecinos y vecinas de la provincia de Buenos Aires ya que resolverá una necesidad histórica de la region: el incremento de demanda energética, que afecta la calidad del servicio y satura el sistema de transporte eléctrico de la región, se indicó.

Además de la Línea de Alta Tensión que beneficia directamente a las localidades comprendidas entre 9 de Julio y 25 de mayo, esta obra repontenciara la Estación Transformadora (ET) de Mercedes que recibirá en los próximos días los transformadores que se liberaron en 9 de julio.

La firma del convenio se realizó en la Subsecretaría de Energía a cargo de Gastón Ghioni, y participaron el presidente del Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), Fernando Pini, el Presidente de la Cooperativa Eléctrica y de Servicios Mariano Moreno, Matias Germán Losinno, y la Empresa Distribuidora de Energía Norte (EDEN S.A.).

El financiamiento de la obra se realiza en su totalidad con lo recaudado en el agregado tarifario (AT) de las facturas del servicio eléctrico en la Provincia de Buenos Aires, valor que está destinado a la realización de obras que mejoren la calidad del servicio.

Para llevar adelante esta obra la Cooperativa Mariano Moreno ubicada en el municipio de 9 de Julio, requirió a la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (TRANSBA S.A) la Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica y ya cuenta con el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (CCyNP) dependiente del Ente Nacional Regulador de la Electricidad.

.A través del decreto 81/2023 el gobierno nacional designó en el cargo de Interventor de Yacimientos Carbonífero de Río Turbio y de los Servicios Ferroportuarios con Terminales en Punta Loyola y Río Gallegos (Santa Cruz) a Thierry Decoud.

YCRT depende de la Secretaría de Energía, del Ministerio de Economía que encabeza Luis Caputo.

Durante la gestión presidencial de Mauricio Macri, Decoud fue secretario de Control y Monitoreo Ambiental, del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sustentable.

Decoud habría llegado al nuevo cargo con el respaldo del gobernador santacruceño, Claudio Vidal, por recomendación del Alex Campbell, ex funcionario del PRO en el ex gobierno bonaerense de María Eugenia Vidal.

. La Entidad Binacional Yacyretá finaliza el período 2023 realizando el desmontaje integral de la UG4 e iniciando el montaje en pozo de los componentes de la turbina.

Esta unidad será la primera de las seis unidades generadoras de la central hidroeléctrica que serán sometidas a este proceso de rehabilitación integral. El proceso lleva cien días desde su inicio.

Se han incorporado componentes nuevos y rehabilitados en la turbina. En esta instancia se llevará a cabo la renovación del bobinado estatórico del generador.

Con la finalización de estas tareas se asegura extender al máximo la vida útil de los equipos intervenidos, puntualizó la EBY.

Más de 150 profesionales y técnicos han participado directamente en esta compleja maniobra. Además de la Entidad Binacional Yacyretá, han participado en este proceso la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Misiones, Argentina, la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Itapúa, Paraguay (como Supervisión de Obra para Yacyretá) y la Contratista CAPY, consorcio de empresas (IMPSA Argentina y CIE Paraguay).

El proceso completo se realizará en el plazo de un año y una vez finalizado, esta unidad volverá al servicio comercial, se indicó.

El Programa Estratégico para la Recuperación del Parque Generador tiene como objetivo realizar la puesta en valor del parque generador manteniendo las prestaciones originales del equipamiento y sosteniendo la potencia instalada.

Estas tareas permitirán extender la vida útil del equipamiento después de 30 años de generación sostenida.

YPF puso en funcionamiento su icónica estación de servicio ubicada en la esquina de Figueroa Alcorta y Echeverria en la Ciudad de Buenos Aires.

Esta nueva estación resume los principales conceptos con los que vino trabajando la compañía para modernizar y brindarle una mejor experiencia al cliente en el marco del programa de Estaciones del Futuro. La digitalización, la sustentabilidad y la transformación de la estación en un espacio de encuentro multipropósito son los ejes que guiaron su diseño.

La estación cuenta con un total de 7 islas de carga multiproducto con surtidores de última tecnología, permitiendo atender 14 autos en simultaneo duplicando la capacidad que tenía la estación previa a su renovación. Más de 130 pantallas permiten ir modificando de manera dinámica el contenido y potenciar la comunicación con el cliente.

Otro aspecto innovador es el BOXES totalmente renovado con 2 posiciones y doble altura que permite realizar servicios no solo a vehículos livianos sino también a utilitarios de gran porte. A su vez, tendrá un horario de atención extendido lo que permitirá brindar una amplia disponibilidad de turnos.

La tienda FULL suma nuevos módulos que permitirán agilizar y facilitar la experiencia de compra. Se incorporaron tótems de autogestión para realizar el pedido y retirarlo por el AUTO FULL o directo por la TIENDA. Los clientes disponen, además, del servicio escanea y retira en expendio de snack y bebidas de forma rápida, sin filas, y utilizando como medio de pago la APP YPF a través de un código QR.

También, se suman un conjunto de servicios para que los clientes puedan trabajar, hacer deporte y, en definitiva, transformar a esta nueva estación en un lugar de encuentro.

Dispone de un área de trabajo colaborativo “FULL WORK” con todas las comodidades y tecnología de una oficina. Las mismas se reservan por hora/día y cuentan con la posibilidad de reservar salas individuales o grupales.

Pensando en los deportistas, la estación cuenta con espacio de máquinas para realizar ejercicio al aire libre y próximamente brindará un servicio de lockers y vestuarios para su comodidad.

En cuanto a nuevos servicios de movilidad, próximamente la estación contará con 4 posiciones con cargadores eléctricos de carga rápida que brindan 100 KM de autonomía en menos de 20 minutos y sumará el servicio de car sharing junto a KINTO que permitirá reservar, retirar y devolver un vehículo Toyota en la comodidad de la estación.

De esta manera, Alcorta se propone como un nuevo modelo de estación de servicio único en el país que busca transformar la experiencia del cliente desde que ingresa con su auto o cuando la elige como un punto de encuentro social, laboral o deportivo.

Angola, el segundo mayor productor de petróleo de Africa dejará la OPEP porque no le reporta beneficios, según el ministro de Petróleo de ese país, Diamantino Azevedo
La decisión de poner fin a los 16 años de pertenencia del país africano a la organización de productores se produce después de que el país cuestionara públicamente el resultado de la última cuota de producción de la organización.

Angola es el segundo mayor productor de crudo de África, después de Nigeria, pero ha sufrido años de descenso de la producción desde que alcanzó un máximo de casi 2 millones de barriles diarios en 2008, justo un año después de entrar en la entente. El país produce 1,16 millones de b/d en noviembre.
El resultado de las recientes negociaciones desde la OPEP dejó a Angola con un techo de producción de 1,11 millones de b/d en 2024, después de que Luanda hubiera pedido 1,18 millones de b/d, lo que no deja margen para aumentar la producción y llevó al Gobierno a oponerse formal y públicamente a la secretaría.
Las reservas del país ascienden a 2.500 millones de barriles y 301.000 millones de metros cúbicos, respectivamente.

El presidente de Pdvsa, Rafael Tellechea, firmó un acuerdo con la National Gas Company de Trinidad y Tobago y la multinacional Shell, para la exploración y exportación de gas en el golfo de Paria.
También conversó sobre estos asuntos con el director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero.

El acercamiento entre PDVSA y Pemex ya había sido propiciado cuando meses atrás el canciller venezolano, Yván Gil, recibió al embajador de México, Leopoldo de Gyves, con el objetivo de discutir cómo elevar la cooperación entre Venezuela y México

Por otro lado Tellechea, la vicepresidenta ejecutiva de Venezuela, Delcy Rodríguez, y el Ministro de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago, Stuart Young, firmaron una licencia para la explotación de Campo Dragón, una zona cuyas aguas y costas comparten ambos países.

Young dijo que este acuerdo “es un hito histórico”, y señaló que “es un gran avance para los pueblos de Venezuela y Trinidad y Tobago”.”Estamos cerrando el año con un broche de oro, de lo que significa el desarrollo futuro de este campo en manos de nuestros dos países, con la participación de Shell como compañía, en los extraordinarios términos que significa esta sociedad ampliada para seguir trabajando en aras de la felicidad de nuestros pueblos”, dijo la vicepresidenta.

Venezuela actualmente está impulsando su industria petrolera y gasífera a través de acuerdos y convenios entre compañías y ministerios de la región.

El Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, designó a Darío Oscar Arrué en el cargo de Interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), organismo descentralizado actuante en el ámbito de esta S.E. del Ministerio de Economía.

La designación fue dispuesta y oficializada a través de la Resolución 1/2023 y establece que “tendrá validez en las condiciones y en el plazo previstos en el artículo 4º del Decreto 55/2023, (de emergencia energética). Arrué tiene trayectoria en el ENRE en el área de Análisis Regulatorio.

El artículo referido dispone la intervención del ENRE y del ENARGAS), “a partir del 1° de enero de 2024 y hasta la designación de los miembros del Directorio que resulten del proceso de selección previsto en el artículo 8” del mismo decreto.

El Interventor tendrá las funciones y facultades que la Ley (marco regulatorio) 24.065 reconoce al ENRE, y aquellas asignadas en el artículo 6° del Decreto 55/23.

Señala al respecto que “En el ejercicio de su cargo, los Interventores tendrán las facultades de gobierno y administración de los respectivos Entes, y las que se enuncian a continuación y deberán concretarse dentro de los plazos de la intervención:

a. Informar sobre el cumplimiento de los procesos de renegociación dispuestos por la Ley 27.541 y por el Decreto 1020 del 16 de diciembre de 2020 y de toda otra circunstancia que considere relevante relacionada con dichos procesos; aportando la totalidad de la información de base y/o documentos respectivos y proponiendo las acciones y las medidas que en cada caso estime que corresponda adoptar.

b. Realizar los procesos de revisión tarifaria. Hasta tanto culmine el proceso de revisión tarifaria podrán aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados, a cuenta de lo que resulte de la revisión tarifaria dispuesta en el artículo 3 del D-55/23.

c. Considerar las observaciones y adoptar, en caso de que corresponda, las recomendaciones efectuadas por los órganos de control sobre los procesos de renegociación contractual y revisiones tarifarias llevados a cabo en cumplimiento de la Ley 25.561 y sus normas modificatorias y complementarias.

d. Evaluar e informar sobre la gestión de Compras y Contrataciones del ENRE y del ENARGAS), según corresponda.

e. Evaluar e informar sobre la ejecución del Presupuesto de Gastos y Recursos de los respectivos Entes, según corresponda, desde el 10 de diciembre de 2019 hasta la fecha y, adicionalmente, sobre la ejecución de las metas físicas programadas para el mismo período.

El detalle efectuado en los incisos precedentes no limita las facultades y competencias de los Interventores, propias del ejercicio de los deberes y atribuciones establecidos en las Leyes 24.065 y 24.076, y no limita las funciones de cada Interventor que puedan vincularse a otros aspectos regulatorios, a acciones de auditoría y sanciones, a aspectos económico-financieros y a la protección de los derechos de los usuarios.

En caso de detectarse alguna anomalía, los Interventores deberán informar con precisión su significatividad económica y el impacto que ocasiona o ha ocasionado sobre la gestión, aportándose la totalidad de la información de base o documentos de trabajo respectivos y asesorando sobre las acciones y medidas que corresponda adoptar”.

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, lanzó su promoción “Llená de magia el verano con Disney y Shell”, que estará vigente en todas las estaciones de servicio Shell desde el 18 de diciembre del 2023 al 28 de febrero del 2024 o hasta agotar stock.

Todos los clientes que carguen 20 litros o más de Shell V-Power, Shell Helix en envases de 1 o 4 litros + $9.900, o canjeando 10.000 puntos Shell Box o 7.000 puntos más $6.000, podrán llevarse un producto de la promo Disney 100 para disfrutar este verano integrado por toallas, botellas y bolsos de la marca.

Desde su lanzamiento, Shell BOX viene creciendo de manera sostenida, tanto en cantidad de usuarios y transacciones cómo en frecuencia de compra; robusteciendo su propuesta de valor a través de la incorporación de nuevas alianzas y beneficios en todo el país. Además, ofrece una experiencia 100% digital e integral que permite que los usuarios puedan realizar compras con la App en las estaciones adheridas, encontrar las estaciones de servicio más cercanas, vincularlas a su sistema de navegación favorito y programar el viaje hasta el local de su preferencia.

“El acuerdo entre Shell y Disney es una receta que transforma nuestras estaciones de servicio en un mundo mágico. Estamos muy expectantes y contentos de poder llevar a cabo una nueva promoción pensada para continuar fortaleciendo nuestro vínculo con los clientes que ya conocen los beneficios de la familia Shell”, comentó Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina.

ACERCA DE RAIZEN

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Shell plc y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de lubricantes localizada en Barracas, la red más de 86

El Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, encaró la integración de su equipo de funcionarios y en las proximas horas se conocerán oficialmente las primeras designaciones.

Fuentes de ésa cartera confirmaron que Sergio Falzone (Ex Central Puerto) asumiría en la Subsecretaría de Energía Eléctrica, en tanto que Jorge Garavaglia estará al frente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). No está definido quien será subsecretario de Hidrocarburos, y hasta es posible que ésta área se subdivida.

El Secretario también está abocado a la pronta designación de nuevos interventores en los entes reguladores de la electricidad (ENRE) y del gas (ENARGAS).

Chirillo mantuvo el miércoles una reunión con directivos de las empresas distribuidoras de gas natural por redes. El encuentro se concretó a pedido de estas compañía y en su transcurso se analizó la cuestión tarifaria para el rubro. Para el 8 de enero está prevista la realización de una audiencia pública al respecto y lo que se defina regirá desde febrero.

También se conversó acerca de la política de subsidios del Estado que se seguirá, en el marco de una nueva reducción que afectará primordialmente a los consumidores o clientes de ingresos medios, el Nivel 3 de la segmentación dispuesta durante el gobierno anterior.

Cabe referir que el DNU 70/2023 que acaba de anunciar el gobierno de Javier Milei (artículo 177) facultó a la Secretaría de Energía a “redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de:
i. energía eléctrica bajo las Leyes 15.336 y 24.065, sus complementarias, modificatorias y reglamentarias; y ii. de gas natural según las Leyes 17.319 (Hidrocarburos) y 24.076 (Marco Regulatorio), sus complementarias, modificatorias y reglamentarias, respectivamente.

“Dicho beneficio deberá considerar principalmente un porcentaje de los ingresos del grupo conviviente, en forma individual o conjunta, para la energía eléctrica y el gas natural, a ser establecido por la reglamentación”. “A los efectos de calcular el costo de los consumos básicos, se considerarán las tarifas vigentes en cada punto de suministro”, sostiene el DNU.

La demanda de la energía eléctrica registró en noviembre un descenso interanual de -2,5 % al alcanzar los 11.040,7 GWh, con temperaturas inferiores a las registradas en el mismo mes del año pasado, tras dos meses consecutivos de subas en septiembre (6,3 %) y octubre (2,3 %), aunque se habían producido descensos en abril (-1 %), mayo (-7,8 %), junio (-7,7 %), julio (-1,3 %) y agosto (-0,2 %).
En este sentido, y dado que en el primer trimestre habían registrado tres aumentos significativos, el crecimiento del año hasta noviembre es de 2,7 por ciento.
En noviembre último descendió la demanda de los sectores residencial, comercial e industrial, mientras que las demandas en las zonas de las distribuidoras de Capital y GBA crecieron en promedio el 3,4 % a pesar de que EDESUR presentara una caída de 3,8 % que se compensó con el ascenso de EDENOR (9,4 %).
LOS DATOS DE NOVIEMBRE 2023
En noviembre de 2023, la demanda neta total del MEM fue de 11.040,7 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 11.319,3 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -2,5 por ciento.
Asimismo, en noviembre 2023, existió un crecimiento intermensual del 5,6 %, respecto de octubre de 2023, cuando alcanzó los 10.453,9 GWh.
En cuanto a la demanda residencial de noviembre, alcanzó al 44 % del total país con una caída de -3 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial bajó -0,7 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 27 %, con un descenso en el mes del orden del -3,7 %, aproximadamente.
Por otro lado, se registró una potencia máxima de 24.791 MW el 28 de noviembre de 2023 a las 15:40, lejos de los 29.105 MW del 13 de marzo de 2023, récord histórico.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2023): 6 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo, -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; y noviembre de 2023, -2,5 %) y 6 meses de suba (diciembre de 2022, 4,6 %; enero de 2023, 4,1 %; febrero, 12,7 %; marzo, 28,6 %; septiembre, 6,3 %; y octubre de 2023, 2,3 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 2,9 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia en noviembre, 15 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Chubut (-11 %), Santa Fe y Neuquén (-9 %), EDEN (-6 %), Entre Ríos (-5 %), San Juan , San Luis, La Pampa y Córdoba (-4%), Mendoza y EDELAP (-3 %), EDES, Tucumán y Río Negro (-1 %), entre otros.

Por su parte, 12 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Formosa (30 %), Chaco (17 %), Jujuy (11 %), Salta (8 %), Corrientes (5 %), Misiones (4 %), Santiago del Estero, Santa Cruz y EDEA (3%), Catamarca y La Rioja (2 %), entre otros.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 31 % del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 3,4 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 9,4%, mientras que en EDESUR la demanda descendió -3,8 %.

TEMPERATURA

Observando las temperaturas, el mes de noviembre 2023 tuvo un registro inferior al de noviembre de 2022. La temperatura media fue de 21.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 23.0 °C y la histórica es de 20.4 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En noviembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.784 GWh contra 3.694 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 3,4 por ciento.

Producto de las fuertes lluvias, ocurridas durante el mes, se observa un aumento en los caudales de las principales cuencas del Comahue, al igual que los ríos Uruguay y Paraná, comparado con el mismo mes del año anterior, incluso en algunas cuencas se presentaron valores mayores a los esperados.

Así, en noviembre la generación térmica tuvo un aporte de producción equivalente al 42,20 % de los requerimientos, mientras que las centrales hidroeléctricas aportaron el 32,63 % de la oferta. También, las nucleares proveyeron 7,50 %, y las generadoras de fuentes alternativas el 17,62 % del total. La importación representó el 0,04 % de la demanda satisfecha.